МОДЕЛИ УПРАВЛЕНИЯ ПРОИЗВОДСТВОМЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В ГИДРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХКОМПАНИЯХ С УЧЕТОМ РИСКОВ by Dmitry Medvedev

В.А. Зубакин

МОДЕЛИ УПРАВЛЕНИЯ ПРОИЗВОДСТВОМ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В ГИДРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ КОМПАНИЯХ С УЧЕТОМ РИСКОВ

Научный редактор д.э.н., профессор Н.П. Тихомиров

СОДЕРЖАНИЕ Стр. Введение

Глава 1. Проблемы развития гидроэнергетики в современных условиях

1.1. Энергетическая система РФ и концепции ее развития

1.2. Потенциал, проблемы и стратегии развития гидроэнергетики в РФ

1.3. Стратегии обеспечения экономической устойчивости объектов гидроэнергетики в рыночных условиях

1.3.1. Теоретическое обоснование стратегий устойчивого развития промышленных предприятий

1.3.2. Стратегии объектов гидроэнергетики, связанные с увеличением дохода от реализации продукции

1.3.3. Стратегии снижения издержек ГЭС

Глава II. Риски гидроэнергетических объектов и стратегии управления ими

2.1. Общая классификация рисков и рискоснижающих стратегий

2.2. Внешние нефинансовые риски гидроэнергетики

2.3. Рыночные риски гидроэнергетических объектов

119

2.4. Внутренние риски

129

2.5. Риски инвестиционных проектов

137

Глава III. Методы оценки рисков гидроэнергетики

149

3.1. Общий подход к оценке и управлению рисками

149

3.2. Методы оценки нефинансовых рисков

160

3.3. Методы оценки финансовых рисков

164

3.4. Методы оценки техногенных рисков

188

3.5. Портфельный подход к оценке рисков гидроэнергетического объекта

217

Глава IV. Методы управления производством электроэнергии в гидроэнергетических компаниях

235

4.1. Принципы и подходы к оптимизации управления гидроэнергетическими объектами с учетом риска

235

4.2. Системы моделей управления функционированием гидроэнергетических объектов 4.3. Проблемы управления водными ресурсами

251 256

4.4. Модели оптимизации производства электроэнергии на ГЭС и их каскадах

270

Глава V. Модели формирования цен и предложения на энергетическом рынке

283

5.1. Модели оптимизации функций предложения электроэнергии гидроэлектростанций в условиях рынка

283

5.2. Модели равновесного ценообразования на балансирующем рынке электроэнергии

297

Заключение

310

Литература

314

ВВЕДЕНИЕ Характерной особенностью процесса общественного развития в масштабе мирового сообщества в целом и в отдельных странах, включая Российскую Федерацию, являются постоянно возрастающие потребности экономики и социальной сферы в электрической энергии. Этот процесс сопровождается ростом энергетических тарифов в условиях постоянно увеличивающихся цен на газ и нефть, необходимости накапливания финансовых ресурсов государственными и частными энергетическими компаниями для поддержания энергоагрегатов в рабочем состоянии и строительства новых электростанций. Рост тарифов объективно ведет к увеличению себестоимости продукции во всех отраслях экономики даже при эффективной политике энергосбережения, ускоряет инфляционные процессы в обществе, ложится тяжелым бременем на социальную сферу и бюджеты домохозяйств. Многие

страны

видят

решение

проблемы

сдерживания

роста

энергетических тарифов в либерализации энергетического рынка за счет формирования конкурентной среды для производителей и потребителей электроэнергии,

полагая,

что

рыночные

механизмы,

подкрепленные

разумными мерами государственного регулирования, будут стимулировать снижение себестоимости ее производства и не позволят необоснованно завышать крупным производителям продажную цену электричества. Вместе с тем, либерализация электроэнергетического рынка, в свою очередь, увеличивает риски электростанций поскольку для них значительно усложняются проблемы планирования объемов производства и сбыта электроэнергии процессами

дополнительных производственной,

управления

целом.

Это

факторов но

производственными обусловлено условий

коммерческой

социальными

необходимостью организации

деятельности,

не

учета только

связанных

предвидением динамики спроса и предложения электроэнергии на рынке, поведения конкурентов, платежеспособности потребителей и т.п. При этом многие из этих факторов характеризуются значительной неопределенностью, что увеличивает риски потерь в случае принятия ошибочных решений. Вследствие этого в настоящее время в число наиболее востребованных тематик менеджмента стабильно входит управление рисками. данная дисциплина бурно развивается и, учитывая тесные взаимосвязи всех управленческих функций и бизнес-процессов между собой, оказывается вовлеченной практически во все аспекты менеджмента. Самая современная концепция управления рисками – так называемый комплексный или корпоративный риск-менеджмент – наиболее эффективна в условиях именно свободного рынка (либо достаточно близких к нему). Поэтому

следует

считать

закономерным

тот

факт,

что

активное

использование риск-менеджмента при управлении электроэнергетическими компаниями началось во многих странах после либерализации энергорынка. Россия в этом процессе – не исключение. Именно с началом реформирования

электроэнергетики

страны

резко

вырос

интерес

управлению рисками со стороны топ-менеджмента крупных энергокомпаний и самого холдинга РАО ЕЭС. В российской энергетике наиболее высок уровень неопределенности (вносимый, прежде всего, зависимостью выработки от погодных условий) у гидрогенерирующих компаний. Так, например, снижение водности может быть весьма опасным: в условиях конкурентной модели рынка, т.к. компания для выполнения договорных условий придется закупать на рынке дорогую энергию (произведенную тепловыми электростанциями). Кроме того, при планировании выработки гидрогенераторами необходимо учитывать особую роль гидроэнергетики в балансировке режима, связанную с мобильностью ГЭС.

В этой связи важной научной проблемой является разработка подходов и методов формирования стратегий и организации оперативной деятельности гидроэнергетических компаний и отдельных электростанций, позволяющих успешно решать задачи их функционирования и развития в условиях системы ограничений по надежности и эффективности энергетического обеспечения

экономики

страны

недостаточной

предсказуемости

энергетического рынка. В данной монографии последовательно рассматриваются стратегии развития гидроэнергетики РФ и риски их реализации, подробно излагаются методы наиболее значимых для отрасли рисков и подходы к управлению ими, а также излагаются подходы и методы принятия решений в сфере оперативного

стратегического

управления

деятельностью

гидроэнергетических объектов в условиях зависимости ее результатов от рисков различной природы и эффективности используемых мер по их снижению. Монография

предназначается

для

специалистов,

занимающихся

вопросами управления гидроэнергетическими компаниями и объектами гидроэнергетики - экономистов, математиков, риск-менеджеров и некоторых других.

Глава I. ПРОБЛЕМЫ РАЗВИТИЯ ГИДРОЭНЕРГЕТИКИ РФ В СОВРЕМЕННЫХ УСЛОВИЯХ 1.1. Энергетическая система РФ и концепции ее развития Увеличение

объемов

производства

электроэнергии

является

важнейшим условием вывода России на путь устойчивого развития, характеризующегося высокими темпами роста экономики и жизненного уровня

населения,

консолидацией

субъектов

РФ

усилением

геополитического влияния России в мировой системе. И напротив, сдерживание темпов развития электроэнергетики крайне негативно влияют на темпы роста ВВП. Существует устойчивая корреляция уровня электропотребления и ВВП. Ограничения потребления, недоотпуск электрической энергии, как в силу аварийности, так и в силу дефицита генерирующих мощностей, и самое главное – отказ в подключении новых потребителей – существенно замедляют темпы роста экономики, поскольку, по имеющимся оценкам, на 1 рубль электропотребления приходится около 30 рублей ВВП. При существующих в последние годы в России темпах роста производства и потребления электроэнергии в среднесрочной перспективе до 2010-2015 гг. неудовлетворенные ежегодные потребности промышленности в электроэнергии могут составить величину порядка 50 млрд. кВтч, что вызовет недопроизводство около 5% ВВП страны в год. При этом речь идет только о прямых потерях, то есть о недополучении продукции или услуг, которые бизнес готов был произвести. Помимо этого, из-за отсутствия инвестиционного процесса в электроэнергетике теряется еще и тот прирост ВВП, который бы возник в силу возникновения инвестиционного спроса на продукцию проектных, строительных, монтажных и машиностроительных предприятий.

Все развитие мировой экономики свидетельствует о нарастании электропотребления как в развитых странах мира, так и, особенно, в странах с быстро растущей экономикой (см. табл. 1.1). Таблица 1.1 Мировое потребление электроэнергии (по странам)1 Регион/страна

Факт млрд.кВт.ч 1990 2001 2002

I. Страны с развитой экономикой Северная Америка 3369 4247 США 2827 3554 Канада 435 508 Мексика 107 185 Западная Европа 2069 2551 Развитые рынки Азии 930 1136 Япония Австралия/Новая Зеландия Всего по разделу I

Среднегодовые изменения энергопотребления 2002-2025 гг., %

2010

Прогноз млрд.кВт.ч 2015 2020

2025

4328 3651 487 190 2556 1202

5193 4272 644 277 2613 1273

5693 4643 713 337 2786 1358

6208 5043 774 390 2872 1434

6742 5470 828 443 3072 1506

1,9 1,8 2,3 3,8 0,8 1,0

765 166

910 226

971 231

1000 273

1060 299

1110 324

1154 352

0,8 1,8

6368

7934

8086

9079

9837

10514

11319

1,5

1154 780 374

1794 1043 750

2048 1188 860

2254 1323 932

2421 1469 951

3,3 2,8 4,1

390 1544

540 2334

606 2654

663 2917

724 3145

2,7 3,1

П. Страны с переходной экономикой Бывш. СССР 1488 1131 Россия 955 769 Остальные страны 533 363 бывш. СССР Восточная Европа 418 389 Всего по разделу II 1906 1520

III. Страны с развивающейся экономикой Развивающиеся 1259 2711 2914 4909 5843 6723 7552 4,2 рынки Азии Китай 551 1302 1457 2801 3327 3816 4260 4,8 Индия 257 509 510 773 961 1150 1340 4,3 Примечание: суммарные показатели могут отличаться от суммы составляющих в связи с порядком округления

За 1990-2005 гг. в США ввод мощности в целом составил 241 тыс. МВт, прирост мощности в год в среднем составил 16 тыс. МВт. Аналогичные показатели 1

Источники: History: Energy Information Administration (ELA), International Energy Annual 2002, DOE/ELA0219(2002) (Washington, DC, March 2004), web site www.eia.doe.gov/iea/, Projection& ELA, Annual Energy Outlook 2005, DOE/ELA-0383(2005) (Washington, DC, Februaary 2005), October futures case, AEO2005 National Energy Modeling System, run CF2005 D111104A, web site www.eia.doe.gov/oiaf/aeo/, and System for the Analysis of Global Energy Markets (2005).

по Китаю составляют 295 тыс. МВт и 15-20 тыс. МВт, соответственно. Общемировые и российские тенденции этих процессов позволяют сделать вывод о неизбежности роста электропотребления и в нашей стране. В 1997 г. в России закончился период падения спроса на электроэнергию, который продолжался с 1990 г., и начался период роста, сопровождающийся исчерпанием резервов установленной мощности (см. табл. 1.2). Таблица 1.2 Характеристики энергопотребления в России в 1990-2015 гг. Электропотреблнние (млрд. кВт.ч.)

1990

1997

1998

1999

Россия 1074 814 809 832 Максимум 158,8 132,0 127,7 131,2 нагрузки * *Без учета Таймырской энергосистемы

2000

2001

2002

2003

2004

2005

864

875

878

903

924

940

133,8

137,5

139,9

136,6

139,7

141,6

2006 прогноз ОптиУмеренмистиный ческий вариант вариант 962,3 959,15 149,9*

Анализ всех возможных вариантов экономического развития России в период до 2020 г. (от критического до оптимистического) показывает, что высокие темпы развития ТЭК не только положительно влияют на макроэкономические показатели в стране из-за непосредственного учета в них объемов производства электроэнергии, но и способствуют обеспечению устойчивости электроснабжения, снижению издержек производства и усилению инвестиционной привлекательности промышленных объектов за счет стабилизации цен на электроэнергию. В частности, при оптимистическом варианте предполагается, что ВВП в РФ к 2020 г. увеличится в 3,3 раза по сравнению с уровнем 2000 г., объемы инвестиций в основной капитал возрастут в 7 раз, среднедушевой объем ВВП в ценах 2000 г. приблизится к уровню 180 тыс. руб./чел., а доля ТЭК в объеме промышленного производства сократится до 19,8% против 29,5% в 2000 г. Однако при этом рост производства электроэнергии увеличится почти на 60%, достигнув уровня 1365 млрд. квт.ч., против 878 млрд. квт.ч. в 2000 г. (в 2010 предполагается выработать 1070 млрд. квт.ч., средний рост ~ 1,9% в год).

При благоприятном варианте объем ВВП в России к 2020 г. увеличится в 2,6 раза по сравнению с 2000 г., инвестиции в основной капитал – в 4,1 раза, среднедушевой объем ВВП в ценах 2000 г. приблизится к уровню в 140 тыс. руб./чел., а объем производства электроэнергии предполагается таким же как и в оптимистическом варианте, а доля ТЭК в объеме промышленного производства составит 18,7%. При умеренном варианте за рассматриваемые 29 лет ВВП увеличится в 2,3 раза, объем инвестиций в основной капитал – в 3,6 раза, среднедушевой объем производства в 2020 г. в ценах 2000 г. превысит уровень в 128 тыс. руб./чел., производство электроэнергии достигнет 1215 млрд. квт.ч, а доля ТЭК в промышленности России – 19,2%. В критическом варианте развития среднегодовые темпы роста экономики России ожидаются предельно низкими (2,5-3%), однако за счет реформирования экономики будут созданы условия для интенсификации энергоснабжения

избежания

дефицита

энергоресурсов.

Объем

их

производства в 2020 г. составит 1015 млрд. квт.ч. В целом, при всех вариантах развития экономики предполагается, что энергоемкость ВВП России за рассматриваемые 20 лет будет снижена на 4050%. Потенциал энергосбережения в стране необычайно высок. Повышение энергоэффективности является наиболее важной качественной составляющей экономического развития, способной компенсировать до 70-75% прироста энергетических потребностей. Наибольшие возможности по экономии электроэнергии имеются в черной металлургии (в сумме 25% от общей экономии), коммунально-бытовом секторе (23%), топливно-энергетическом комплексе (17%, включая электроэнергетику), машиностроении (11%). Суммарно возможная экономия за период до 2020 г. оценивается около 300 млрд.кВт.ч.

Отметим, что, по мнению специалистов, рассчитывать на использование этого ресурса без существенного роста энерготарифов не приходится, поскольку при нынешнем уровне цен, мероприятия по энергосбережению и повышению

энергоэффективности,

инвестиций,

экономически

не

которые

выгодны

для

требуют

значительных

предприятий

отраслей-

потребителей. Динамика основных макроэкономических показателей по каждому из рассматриваемых вариантов сопровождается определенными изменениями в топливно-энергетическом балансе и отраслевой структуре ТЭК. При этом основой электроэнергетики все же останутся тепловые электростанции, удельный вес которых в структуре установленной мощности составит около 60%. Выработка электроэнергии на ТЭС увеличится в рассматриваемые 20 лет примерно в 1,4 раза. Однако в этой подотрасли энергетики ожидается изменение структуры используемого топлива в сторону увеличения доли угля и снижения доли нефти и газа. При оптимистическом и благоприятном вариантах экономического развития страны предполагается, что выработка электроэнергии на ГЭС к 2020 г. возрастет до 215 млрд. квт.ч (а в дальнейшем идо 350 млрд. квт.ч за счет сооружения новых ГЭС). В начале ХХI века на ГЭС вырабатывается 150-170 млрд. квт.ч. (в зависимости от выпадаемых осадков).Таким образом в 2020 доля электроэнергии вырабатываемой на ГЭС, практически сохранится на уровне 2000 г., т.е. ~ 15%. При этом заметим, что гидроресурсы России используются лишь на 15-20%, вместе с тем как их полное использование позволяет выработать электроэнергию по объему равную ее производству на всех электростанциях страны. При

всех

вариантах

развития

экономики

предполагается,

что

увеличивающиеся потребности страны в электроэнергии в значительной степени будут удовлетворяться за счет ее производства на АЭС (до 300 млрд. квт.ч. в 2020 г. при оптимистическом и благоприятном вариантах и до 230

млрд. квт.ч. – при умеренном варианте). В результате производство электроэнергии на АЭС возрастет с 16% в 2000 г. до 23-25% - в 2020 г. Примерно до 2-4% предполагается к 2020 г. довести производство электроэнергии с использованием возобновляемых в биосфере земли источников (энергии солнца, ветра, морей, океанов и рек, геотермальная, биомассы и другие). В 2000 г. их доля составила около 0,5% в суммарном объеме ее производства или около 4,2 млрд. квт.ч. При этом заметим, что экономический потенциал возобновляемых источников определен в 270 млн.т у.т., что составляет около 25% от годового внутреннего потребления энергоресурсов в стране. Достижение

запланированных

показателей

развития

электроэнергетического комплекса к 2020 г. может быть обеспечено лишь при условии решения ряда системных экономических проблем, обострение которых к началу ХХI века отрицательно сказывается не только на процессах производства электроэнергии, но и на темпах роста экономики в целом и сбалансированности ее структуры. К наиболее значимым среди них следует отнести опережающие темпы роста энергопотребления в стране в целом, и в отдельных регионах и отраслях по сравнению с темпами ее производства, старение отсталость

основного отрасли,

нерациональное установленных

энергетического ее

низкую

ценообразование, генерирующих

оборудования,

инвестиционную

технологическую привлекательность,

неэффективное

мощностей,

использование

неэффективную

структуру

топливноэнергетического баланса и некоторые другие. Сохранение

существующих

тенденций

опережающего

роста

потребления при низкой инвестиционной активности в электроэнергетике с неизбежностью будет вести к нарастанию числа энергодефицитных регионов и величины дефицита. Заметим, что рост потребления электрической энергии в стране происходит на фоне нарастания отложенного спроса, вызванного высоким процентом неудовлетворенных заявок на новые подключения к

сети. Доля удовлетворенных заявок на присоединение постоянно снижается. В 2004 года она составила 32%, в 2005 году - 21%, в 2006 - 16%. Таким образом, вполне вероятной является ситуация, что в 2007 году удастся реализовать менее 10% потенциальных присоединений. Проблемы,

возникающие

силу

быстрого

роста

потребления

электрической энергии, усугубляются ухудшением состояния оборудования. В частности, износ активной части фондов в электроэнергетике достигает 65%. При этом отечественное оборудование, составляющее основу отрасли, морально устарело и уступает лучшим мировым образцам. Доля полностью изношенного

выработавшего

все

разумные

сроки

эксплуатации

оборудования в энергосистемах к началу ХХI века уже превысила 15%. Это приводит

существенному

возрастанию

удельной

повреждаемости

оборудования с большим сроком эксплуатации. Для турбогенераторов и блочных трансформаторов удельная повреждаемость имеет тенденцию к резкому росту после 37-40 лет эксплуатации, для паровых турбин – после наработки 260 тыс.ч., для трубопроводов тепловых сетей - после 20-ти лет эксплуатации. Заметим, что в энергетических системах России доля турбинного оборудования 1971-1980 годов выпуска в установленной мощности составляет 31,8%, а выпуска 1961-1970 годов – 23,8%. При этом еще работает послевоенное оборудование - 8,7%, в то время как с 2001 года было введено в действие только 2,4% нового оборудования. Все это ведет к увеличению техногенных рисков в отрасли и снижению надежности электроснабжения. Вместе с тем, технологическое обновление отрасли сдерживается нерациональным

ценообразованием,

обусловленным

государственным

регулированием тарифов и монополизированным рынком электрической энергии. В этих условиях рост цен на энергоресурсы и издержек предприятий электроэнергетики, регулируемого

как

правило,

тарифа.

опережает

Вследствие

рост

административно-

этого

рентабельность

электроэнергетических организаций остается низкой и у них не хватает средств для обновления и развития генерирующих мощностей. По этой же причине и сторонние инвесторы не торопятся вкладывать средства в развитие энергетических объектов в РФ. Необходимым условием роста выработки электроэнергии является адекватное увеличение добычи первичных энергоресурсов (по имеющимся оценкам с 1418 млн.т у.т. в 2000 г. до 1700-1820 млн.т у.т. в 2010 г. и до 18102030 млн.т у.т. в 2020 г.). Для достижения этой цели в рамках реализации программы обеспечения топливными ресурсами экономики страны в целом предполагается: - увеличить добычу нефти с 324 млн.т в 2000 г. до 445-490 млн.т в 2010 г. и до 450-520 млн.т в 2020 г.; - увеличить добычу газа с 584 млрд. куб.м в 2000 г. до 635-665 млр.куб.м в 2010 г. и до 680-730 млрд.куб.м в 2020 г.; - увеличить добычу угля с 258 млн.т в 2000 г. до 310-330 млн.т в 2010 г. и до 375-430 млн.т в 2020 г.; - увеличить производство моторных топлив с 83 млн.т в 2000 г. до 100110 млн.т в 2010 г. и до 115-135 млн.т в 2020 г.; - увеличить производство урана в 2020 г. из сырья известных в настоящее время месторождений до 6,5-7 тыс.т с ликвидацией оставшегося дефицита урана в 3,5-5 тыс.т за счет складских запасов и его повторного использования

одновременным

постепенным

переходом

на

воспроизводство ядерного топлива в быстрых реакторах. Рационализация структуры топливного баланса в сторону увеличения объемов

добычи

электроэнергии

доли

должна

использования сопровождаться

угля и

при

производстве

соответствующим

совершенствованием системы ценообразования на ресурсы. Существовавшая вплоть до ХХI века политика ценообразования на первичные энергоносители для электростанций была крайне нерациональной для энергетики страны.

Цены на уголь в конце ХХ века в среднем в 1,5 раза превышали цены на газ. В связи с этим при большой капиталоемкости угольные электростанции становятся неконкурентными, что естественно сказалось на структуре ТЭС, характеризующейся значительной долей выработки электроэнергии на газовом топливе, достигшей 68%. Ориентация тепловой энергетики на угольное топливо выглядит достаточно оправданной с точки зрения отдаленной перспективы. Запасов угля в стране по имеющимся оценкам хватит еще на 150-200 лет, в то время как разведанные запасы газа, хотя и они достаточно велики, по прогнозам будут израсходованы уже в течение 50-60 лет (нефти – в течение 20-30 лет). При этом смещение добычи газа в труднодоступные регионы и его усложняющаяся транспортировка в районы потребления обусловливают необходимость повышения отпускной цены на этот вид топлива уже в ближайшее

время,

без

чего

невозможно

повысить

рентабельность

газодобывающей промышленности и привлечь необходимые для развития отрасли инвестиционные ресурсы. По имеющимся оценкам цена за 1000 куб.м добываемого голубого топлива должна возрасти до 40-41 $ USA к 2006 г. и до 59-64 $ USA к 2010 г. В этой связи ожидаемый опережающий рост цен на природный газ и стабилизация (с учетом инфляции) цен на уголь приведут к тому, что соотношение цен на эти виды топлива (в условном топливе) изменится с 0,62 в 2002 г. до 1 в 2006 г., до 1,4 в 2010 г. и до 1,6-2 в последующие годы. При отсутствии необоснованного завышения цен на уголь такая ценовая тенденция позволит нарастить объемы потребления угля при производстве электроэнергии на ТЭС и сдерживать цены на рынке электроэнергии в стране. В целом, потребность российской электроэнергетики в природном газе к 2010 году оценивается в 204,4 млн. т.у.т. (233 млрд. куб.м), что по отношению к 2005 году означает прирост 5,5%. При этом предполагается

гораздо более существенный прирост потребности в угле (22%) и мазуте (20%). Таким образом, реализация предложенных инвестиционных программ приведет к снижению доли газа в топливном балансе к 2010 году с 68% до 65,3% и увеличению доли угля с 24,6% до 27,5%. Топливные проблемы энергетики России в целом в определенной степени предполагается решить за счет атомной энергетики. Об ее эффективности свидетельствуют следующие цифры. При доле в производстве электроэнергии России в настоящее время 16%, в установленной мощности 11%, АЭС потребляют лишь 3% от общего объема топлива. Наиболее выгодно строительство новых АЭС в европейской части РФ, где имеют место дефицит газа, проблемы транспортировки угля для ТЭС, исчерпание гидропотенциала для ГЭС. Однако достижение плановых рубежей в 23-25% производства электроэнергии на АЭС требует дальнейшего повышения эффективности этих электростанций на основе замедления темпов роста издержек производства по сравнению со среднеотраслевым уровнем. Предполагается, что за счет этого будут обеспечены ценовые преимущества АЭС в электроэнергетической отрасли в целом. Так, рост тарифов на производство электроэнергии на АЭС ожидается с 1,4 цента за 1 квт.ч в 2003 г. до 2,5-2,6 цента в 2020 г., в то время как величина среднего тарифа за 1 квт.ч в 2020 г. в среднем по стране оценивается в 4,1-4,5 цента. Ценовые преимущества на рынке электроэнергии позволят атомной энергетике увеличить к 2020 г. суммарную мощность АЭС практически в 2 раза, в основном за счет накопления собственных инвестиционных ресурсов и их вложения как в программы модернизации и продления сроков службы действующих АЭС, так и в программы строительства новых АЭС на существующих и подготовленных площадках. Для гидроэнергетики характерные для всей энергетической отрасли проблемы развития, обусловленные изношенностью фондов и недостатком инвестиционных

ресурсов,

дополняются

проблемами

неравномерности

территориального размещения гидропотенциала. Строительство крупных ее

объектов возможно, в основном, в Сибири и на Дальнем Востоке. Однако даже в настоящее время остаются невостребованными энергетические мощности сибирских гидро- и теплоэлектростанций («запертые» мощности в этом регионе составляют порядка 7-10 млн.кВтч.). В европейской части, преимущественно на Северном Кавказе, возможно строительство малых электростанций, пикового плана. Кроме того, для обеспечения надежного функционирования единой энергетической системы России и компенсации неравномерного потребления электроэнергии в условиях увеличения доли базисных АЭС в европейской части страны необходимо ускорить сооружение гидроаккумулирующих станций. Несоответствие

территориальных

структур

производства

потребления электроэнергии является фактором, сдерживающим развитие и всей

отрасли.

Решение

этой

проблемы

связывается

развитием

межсистемных линий электропередачи (~500-1150 квт) для усиления надежности параллельной работы энергетической системы Сибири с энергетическими системами европейской части России и с объединенной системой Дальнего Востока. Реализация этой программы, как ожидается, также позволит снизить расходы на транспортировку угля из Кузбасса и КАТЭКа и за счет его использования на местных ТЭС обеспечить передачу их электроэнергии на запад и на восток с меньшими затратами. В целом суммарный ввод линий электропередач напряжением 330 кВт и выше до 2020 г. должен составить в зависимости от варианта экономического развития страны 25-35 тыс.км. Обобщая изложенный выше материал можно сделать следующие выводы. Обеспечение достаточно высоких темпов роста экономики России требует адекватного увеличения производства электроэнергии. Однако этот процесс в настоящее время сдерживается недостатком инвестиционных ресурсов, являющимся следствием низкой рентабельности

отрасли,

что

сокращает

возможности

накопления

собственных

инвестиционных резервов и снижает инвестиционную привлекательность ее объектов для внешних инвесторов. Кроме того, необходимое для роста производства электроэнергии увеличение топливных ресурсов сопровождается ростом цен на добываемое сырье, объективно обусловленным увеличением затрат по добыче нефти и газа на все более труднодоступных месторождениях и их транспортировку. Все это, в свою очередь, вызывает необходимость увеличения тарифов на электроэнергию, что, очевидно, будет негативно сказываться на темпах экономического развития страны, вызывая рост производственных издержек во всех отраслях и увеличивая бытовые расходы населения. Разрыв этого достаточно типичного для современной экономики «порочного круга» видится в коренном реформировании электроэнергетики на основе ее либерализации с сохранением элементов рациональной государственной политики в сфере производства и потребления электроэнергии. Концепция реформирования электроэнергетики своей основной целью предполагает формирование качественно нового топливно-энергетического комплекса (ТЭК) – финансово устойчивого, экономически эффективного, динамически развивающегося, экологически безопасного, оснащенного передовыми

технологиями

высококвалифицированными

кадрами,

функционирующего на основе рыночных принципов. В соответствии с Федеральным

законом

«Об

энергетике»

основными

принципами,

положенными в основу реформирования отрасли являются: -

формирование рыночных отношений путем демонополизации и развития конкуренции в сфере производства, сбыта и оказания услуг (ремонт, наладка, проектирование);

обеспечение

всем

производителям

потребителям

электроэнергии равного доступа к инфраструктуре рынка;

единство стандартов безопасности, технических норм и правил, действующих в электроэнергетике;

обеспечение

финансовой

прозрачности

рынков

электроэнергетики и деятельности организаций регулируемых секторов электроэнергетики; -

обеспечение прав инвесторов, кредиторов и акционеров при проведении структурных преобразований отрасли;

рационализация

системы

государственного

регулирования

отрасли. В основу рыночных отношений в РФ в сфере энергетики положен оптовый рынок электроэнергии, который состоит из 3 секторов (в относительно законченном варианте рынок начнет работать в 2006 г): - регулируемых долго- и среднесрочных двухсторонних финансовых договоров (РДД) на условиях «take or pay»1; - либерализированный (конкурентный) рынок на сутки вперед (РСВ), где происходит торговля отклонениями от указанных выше договорных объемов, что позволяет самостоятельно планировать загрузку гидроагрегатов (на рынке частично оплачиваются и системные услуги); - балансирующий

(конкурентный)

рынок

(БР),

где

продаются

(покупаются) отклонения фактических объемов электроэнергии (мощности) от плановых объемов, проданных (купленных) по двухсторонним договорам и на РСВ. Кроме того, в перспективе предполагается ввести рынок производных, на котором реализуются финансовые контракты, и ожидается либерализация экспорта-импорта электроэнергии (2007 г.). Реформирование отрасли предполагается осуществить в три этапа. 1

К сфере регулирования относится и очередность загрузки генерирующих мощностей (в первую очередь удовлетворяются предложения мощностей, обеспечивающих системную надежность и АЭС, во вторую – ТЭС в объеме производства электроэнергии соответствующем их работе в теплофикационном режиме, и ГЭС – в объеме, обусловленном ограничениями технологического режима и экологической безопасности).

На первом этапе с целью избежания негативных последствий реструктуризации предприятий в условиях интенсивного формирования рыночных отношений в электроэнергетике было признано целесообразным осуществить лишь частичную либерализацию рынка электроэнергии путем ограничения объемов ее продаж на РСВ до 15% от производимой электростанциями электроэнергии. На этом этапе ставится задача отработки модели конкурентного оптового рынка. Целью второго этапа является формирование и дальнейшее развитие оптового и розничного рынков электроэнергетики на основе увеличения числа их участников, организаций биржевой и розничной (на основе двухсторонних соглашений) торговли электроэнергией при увеличении объемов ее продаж на РСВ и БР. На

третьем

этапе

предполагается

сформировать

условия

для

привлечения внешних инвестиций в отрасль путем реформирования организационной структуры ее предприятий, расширения прав сторонних инвесторов в формировании стратегий их развития и рыночной политики при усилении их инвестиционной привлекательности. Однако в ходе реформирования 2-й и 3-й этапы в настоящее время осуществляются как бы параллельно: формирование рынка происходит одновременно

организационными

преобразованиями

отрасли

привлечением в нее инвестиций с расширением прав инвесторов. На наш взгляд, важнейшим условием, обеспечивающим эффективность развития электроэнергетики в период перехода к рыночным отношениям, является адекватный учет при формировании рыночных механизмов специфических особенностей производства электроэнергии в секторах этой отрасли и территориальных и сезонных колебаний спроса на электроэнергию в стране. Специфика рынка электроэнергии в России состоит в том, что ГЭС практически не конкурируют с ТЭС в базовой части графика загрузки, так

как максимум выработки ТЭС наблюдается в осенне-зимний период, а максимум выработки ГЭС – в весенне-летний. Таким образом, можно прогнозировать, что рынок электроэнергии в России будет характерно сезонным. В весенне-летний период выработка ГЭС будет замещать часть выработки ТЭС в базовой части графика загрузки. При этом ГРЭС будут наращивать базовую загрузку, уходя из пиковой части графика, где их будут замещать ТЭС, работающие по конденсационному циклу с минимальной выработкой в электронном режиме и высокими удельными расходами топлива1. Цены на электроэнергию будут испытывать определенное давление вверх в сухие годы и вниз – во влажные, благодаря дефициту либо избытку гидроресурсов.

Будет

наблюдаться

избыток

предложения

резервных

мощностей со стороны ТЭС. По

логике

коммерческой

деятельности,

ГЭС

как

наиболее

экономичные генераторы должны покрывать базовую часть графика нагрузки, с целью общесистемного снижения оптовых цен электроэнергии (как это принято во многих странах). В то же время, обеспечение возможности надежного функционирования Единой энергосистемы России 2 требует ограничения выработки ГЭС в базовой части графика для реализации пикового маневрирования мощностью. Это определяет режим работы ГЭС по диспетчерскому графику, отличному от экономически оптимального. В связи с этим участие ГЭС в торгах конкурентного рынка электроэнергии

должно

быть

определено

законодательством

реформировании электроэнергетики как ценопринимающее, что с учетом 1

Работа тепловых агрегатов при изменениях нагрузки, остановках и пуске приводит к их повышенному износу и учащению аварий. Так, по зарубежным данным, систематическое изменение мощности ТЭС на 20% снижает срок службы оборудования на 15-20%. Подсчитано также, что для тепловых станций с крупноблочными агрегатами снижение числа часов использования установленной мощности с 6000 до 5000 в год приводит к росту себестоимости электроэнергии на 12-15%, а на АЭС – к еще большему. Все тепловые электростанции, за исключением газотурбинных, имеют ограниченные возможности изменения мощности агрегатов (так называемый технический минимум нагрузки Ктехн - отношение наименьшей допустимой мощности к установленной). 2 Отметим, что стратегия долгосрочного обеспечения надежности ЕЭС опирается и на другие хорошо известные естественные преимущества гидрогенерации (сравнительно низкая стоимость ввода 1 МВт, низкая себестоимость производства, высокая маневренность, независимость от инфраструктуры топливообеспечения, экологическая чистота и др.).

вынужденного

подчинения

генерации

обуславливает

ограниченные

гидрологическим

возможности

ГЭС

ограничениям планировании

операционных доходов, что создает другим секторам электроэнергетики заведомые конкурентные преимущества. В этих условиях самостоятельным источником доходов ГЭС в рамках полноценной

системы

коммерческой

диспетчеризации

производства

электроэнергии должно стать оказание участникам рынка дополнительных системных услуг (регулирование частоты, напряжения и мощности, представление резерва) в целях обеспечения необходимого потребительского качества

электроэнергии

энергосистеме1.

Нужно

учитывать,

что

поведенческая стратегия ГЭС на оптовом рынке электроэнергии может предусматривать перераспределение суточной выработки по часовым зонам графика нагрузки (накопление воды в часы низкого спроса и генерация в часы высокого), что предполагает наличие ценовой ренты в составе выручки ГЭС. Полная амортизация «исторических» капитальных затрат, уже произошедшая на большинстве ГЭС, и использование общенациональных водных

ресурсов

страны,

становятся

дополнительными

факторами,

обуславливающими появление ренты в составе выручки. Другими словами – ГЭС в условиях коммерческой диспетчеризации производства должны получать дополнительные доходы, по сравнению с тепловыми генераторами и АЭС, что может уравнять рыночные позиции этих секторов. Таким образом, либерализация рынка электроэнергетики должна сопровождаться формированием сектора системных услуг, на котором имеет место фактическая монополия ГЭС, которые, однако, ограничены в своих стратегиях производства и реализации электроэнергии.

Эксперты, специализирующиеся на исследовании энергетических рынков насчитывают до 19 видов дополнительных услуг, необходимых для обеспечения надежного и бесперебойного функционирования энергосистемы. Ключевой является поддержание частоты в системе и точное балансирование выработки электроэнергии в соответствии с текущим уровнем потребления посредством резерва АРЧМ. Резерв автоматического регулирования частоты и мощности АРЧМ предназначен для автоматического реагирования на флуктуации выработки и потребления электроэнергии в ответ на получение сигналов автоматического регулирования и задействуется без участия операторов генераторов.

Реформой предприятий

также

предполагается,

электроэнергетики

будут

что

рыночные

распространяться

отношения как

на

их

поставщиков (топлива, оборудования, услуг), так и на потребителей (предприятия, организации, жилищно-коммунальное хозяйство). Их основой должна стать рациональная государственная тарифная политика, основанная на принципах эволюционного (постепенного) сокращения вмешательства государства в регулирование тарифов на электроэнергию с соответствующим расширением рыночных механизмов их формирования. Примером такой политики является приведенные выше планы постоянного отпуска цен на газ при их относительной стабилизации на уголь. Цены на все виды топлива и электроэнергию на внутреннем рынке будут устанавливаться в переходный период методом регулирования предельного уровня цены и мерами рационального налогообложения. Предполагается, что рациональное

регулирование

тарифов

цен

будут

стимулировать

производителей к снижению издержек. Успешное решение этой проблемы, по оценкам, позволит обеспечить их устойчивое положение на рынках электроэнергетики и сырьевых ресурсов. По мере формирования рыночных отношений в электроэнергетике государство

будет

постепенно

сокращать

прямое

бюджетное

финансирование отрасли, используя в большей степени меры ее косвенного регулирования. Прямую поддержку в виде финансирования из бюджетов всех уровней предполагается осуществлять при реализации проектов, имеющих стратегическое значение или высокую социальную значимость. Кроме

того,

программами

государство развития

сохранит

атомной

контроль

энергетики

за

инвестиционными

(отрасль

останется

государственной собственности), единой национальной энергетической сети (инвестируемой федеральной сетевой компанией), системы магистральных газо- и нефтепроводов, комплексного освоения месторождений в новых регионах и портовой инфраструктуры. Предполагается, что эти программы

будут финансироваться за счет собственных средств соответствующих предприятий и сторонних инвесторов с использованием регулируемых цен (тарифов) на соответствующие тарифы и услуги. В частности, государство предполагает субсидировать из федерального бюджета процентные ставки по кредитам, привлекаемым для производства оборудования для ТЭК отечественными машиностроителями. Его участие в реализации инвестиционных программ сохраняется в виде предоставления гарантий от коммерческих и некоммерческих рисков, компенсации разницы в тарифах для промышленных потребителей в отдельных регионах, финансирования завершения работ по ликвидации особ убыточных шахт и разрезов и т.п. Государство должно сохранить контроль и над гидроэнергетикой, поскольку небольшим

только по

централизованное

размерам,

по

управление

функционально

этим

относительно

значимым

сектором

энергогенерации в состоянии закрыть возможные «провалы рынка», связанные с дефицитом наличных и резервных генерирующих мощностей в сфере генерации, контролируемой частным капиталом. В этой связи государство не должно допустить произвольного развития процесса конкуренции технологий и сохранить ГЭС в системе производства электроэнергии в стране. При этом роль государства особо значима именно на этапе становления оптового рынка. Сокращение степени прямого участия государства в деятельности ТЭК компенсируется усилением его косвенной поддержки электроэнергетики, которую можно разделить по следующим направлениям общественной системы: - экономика (регулирование инфляции, распространение практики представления налоговых льгот сторонним инвесторам, в том числе и зарубежным, на ввозимый и вывозимый капитал, таможенных льгот на поставки современного и высокопроизводительного

оборудования; усиление контроля за эффективной разработкой запасов сырья и обеспечением их национального освоения и т.п.); - социальная сфера (повышение платежеспособности населения, особенно, малообеспеченных его групп, в т.ч. путем роста среднедушевых доходов не менее чем в 3,4-3,7 раза, в том числе для компенсации расходов на топливо и энергообеспечение - 2,3-2,4 раза; развития системы адресной социальной защиты малоимущих слоев населения и системы пенсионного обеспечения; повышения согласованности реформ ЖКХ, межбюджетных отношений и ликвидации

перекрестного

субсидирования;

повышения

эффективности системы кадрового обеспечения отраслей ТЭК и улучшения условий труда на их предприятиях, их быта и системы рекреационной реабилитации и т.п.); - система структуры

рыночных

отношений

внутренних

демонополизации

(формирование

энергетических

отрасли

эффективной

рынков

разграничения

путем

естественно-

монопольных и конкурентных видов деятельности, повышения конкуренции на рынках; формирование цивилизованных правил и институтов торговли энергетическими ресурсами; создание и развитие

механизмов

энергетическими

государственного

рынками;

формирование

контроля

над

рациональной

территориальной структуры рынков с учетом диверсификации отраслевой и территориальной структуры размещения производства, оптимизации электроснабжения, механизмов оборота продукции и т.п.); - рационализация топливноэнергетического баланса страны (создание условий для роста производства и совершенствования структуры потребления электроэнергетики, в том числе: за счет опережающего роста выработки электроэнергии на АЭС и более полного

использования

гидроэнергетического

потенциала

страны,

завершения строительства ранее начатых объектов, улучшения качества используемого топлива и др.; снижения энергоемкости валового

внутреннего

продукта

(существующий

потенциал

энергосбережения составляет 360-430 млн.т у.т. или 39-47% текущего потребления энергии. При этом, по имеющимся оценкам почти треть его сосредоточена в отраслях ТЭК, 35-37% в промышленности и 25-27% в ЖКХ). Предусматривается, что перестройка структуры экономики и производственных технологий позволит уменьшить энергоемкость ВВП на 26-27% к 2010 г. и на 45-55% - к 2020 г.); - внешняя

рыночная

политика

(расширение

рынков

сбыта

электроэнергии и их диверсификация и вовлечение в топливноэнергетический баланс углеводородных ресурсов других стран, в том числе за счет: создания механизмов координации политики в области внешнеторгового регулирования в энергетической сфере, развития новых норм сотрудничества в атомной энергетике путем формирования

единой

энергетической

энерготранспортной

инфраструктуры в сопредельных регионах Европы и Азии, развития международных энерготранспортных систем и систем обеспечения недискриминантного транзита энергоносителей, дипломатической поддержки деятельности отраслей и предприятий ТЭК за рубежом, совершенствования

законодательства,

создание

совместных

предприятий и т.п. Важной частью этой работы является приведение российских стандартов ТЭК в соответствии с международными, усиление влияния РФ на процессы формирования объективных и взаимовыгодных цен на энергоресурсы). При разработке мер прямого и косвенного регулирования ТЭК государство должно учитывать ограничения, вытекающие из необходимости

обеспечения

экономической

экологической

безопасности,

характеризующейся устойчивостью энергетического сектора к внешним и внутренним экономическим, техногенным и природным угрозам, его способностью минимизировать ущерб, вызываемый проявлением различных дестабилизирующих факторов, последовательно снижать

техногенную

нагрузку на окружающую среду, в частности, путем сокращения выбросов парниковых газов в соответствии с решением Киотского протока, снижения рисков техногенных аварий и катастроф с серьезными последствиями для окружающей среды. В заключение данного раздела отметим, что реализация стратегии эффективного развития электроэнергетики РФ на основе принципов либерализации,

формирования

рыночных

отношений

предполагает

необходимость учета при разработке мер по управлению этим процессом особенностей производства и распределения электроэнергии в каждой из ее подотраслей, их производственного и рыночного потенциала, текущего состояния их предприятий и ряда других специфических характеристик. 1.2. Потенциал, проблемы и стратегии развития гидроэнергетики в РФ Гидроэнергетика является одной из основных электроэнергетических подотраслей, развитие которой связывается с решением глобальных проблем общественного развития, включая снижение зависимости экономики от истощающихся запасов органического топлива, ограничение темпов роста эмиссии СО2 и парниковых газов с целью предотвращения негативных последствий изменения климата на планете и ряда других. Например, с учетом энергоемкости 1 т условного топлива, соответствующей 8,3 тыс. кВтч, ежегодная экономия органического топлива за счет гидровыработки на планете примерно 2600 млрд. кВт ч/год в среднем оценивается в 300 млн.т органического топлива. 27

К началу ХХI века гидроэнергетика сохранила весьма существенный потенциал в рамках мирового сообщества (см. табл. 1.3). Таблица 1.3 Глобальные возможности наращивания выработки электроэнергии на кВтч/гВсего производство электроэнергии, млрд.

Доля освоения полного гидропотенциала

Доля гидровыробо-тки в производстве электорэнергии

Страны OECD (Северная Америка) Страны OECD (Европа) Страны OECD (Тихоокеанский регион) Всего, страны OECD Переходные экономики(включая Россию) Россия Латинская Америка Китай Восточная Азия Южная Азия Средний Восток Африка Всего, развивающиеся страны Всего в мире

Текущая гидровыработка, млрд. кВтч/г

Регион

Неосвоенный гидропотенциал, млрд. кВтч/г

гидростанциях

1480 1103 243 2826 2392 852 2980 1920 1197 958 218 1888 9161 14379

634 509 127 1,27 282 155 555 204 80 110 15 69 1033 2584

4529 2994 1270 9 1410 871 925 1275 800 611 500 406 4491 14356

43 46 52 45 12 18 19 11 7 11 7 4 11 18

14 17 10 14 20 19 60 16 10 18 3 17 23 18

Однако следует отметить, что развитые страны придерживаются разных стратегий в отношении гидроэнергетики, в зависимости от ее потенциала

роли

национальной

стратегии

электрообеспечения

экономики. Например, в Канаде и Норвегии, где потенциал гидроресурсов чрезвычайно высок и, в отличие от России, сосредоточен вблизи районов 28

экономической активности, доля гидрогенерации доминирует в структуре выработки электроэнергии, при этом выработка ГЭС активно участвует в покрытии базовой части графика электрической нагрузки, способствуя общесистемному снижению стоимости вырабатываемой в этих странах электроэнергии. Так в Канаде на ГЭС вырабатывается более 350 млрд. кВт. ч ежегодно, или 27% национального объема потребляемой первичной энергии, в Норвегии – более 130 млрд. кВт. ч, или почти 70%. Отметим также Бразилию с производством более 290 млрд. кВт. ч, или 36%. В то же время в США ГЭС страны производят лишь 2,5% суммарного потребляемого объема электроэнергии, что однако составляет свыше 260 млрд. кВт. ч, а Япония – 4% при суммарном объеме около 100 млрд. кВт. ч. В США такие пропорции предопределены особенностями принятой стратегии энергообеспечения и поддерживаются завышенной стоимостью ввода новых установленных мощностей ГЭС за счет сложности и длительности процедуры лицензирования при жестких экологических ограничениях. Реальная стоимость ввода 1 МВт установленной мощности гидрогенерации в США сопоставима или меньше стоимости ввода 1 МВт установленной мощности тепловой генерации (огневой и атомной), однако номинальная

стоимость

ввода

МВт

установленной

мощности

гидрогенерации искусственно завышена (с учетом реальных затрат и правительственных

дотаций)

до

уровня

стоимости

ввода

МВт

установленной мощности на других видах возобновляемых ресурсов (ветер, солнце, геотермальные), что стимулирует их развитие. Таким образом, государство оставляет за собой право решать инвестировать в освоение гидропотенциала сейчас или в будущем. Искусственно завышая стоимость ввода новой мощности и стоимость генерации электроэнергии на ГЭС, государство решает еще одну задачу – повышает инвестиционную привлекательность проектов модернизации оборудования существующих ГЭС по сравнению с вводами новых.

Из приведенных данных вытекает, что в мировом сообществе не существует единого взгляда на гидроэнергетику и перспективы ее развития в разных странах определяются существующим потенциалом этой отрасли и его территориальной структурой доступностью альтернативных источников сырья, экологическими ограничениями и рядом других факторов. Например, при практическом исчерпании гидроэнергетического потенциала Европы ставка будет делаться на ресурсы ветра, приливов и энергии, волн, использования биомассы и фотоэлектричества. Однако в целом в мире гидроэнергетика продолжит активно развиваться в силу своих естественных преимуществ: значительно более низкой нагрузки на окружающую среду (в связи с отсутствием выбросов вредных веществ в атмосферу), относительно низкой стоимости выработки энергии и независимости от исчерпаемых источников сырья. Международные исследования1 свидетельствуют, что в предстоящие 10 лет 22% из 695 ГВт новых вводов генерирующих энергетических мощностей, планируемых генерирующими компаниями, придется на долю ГЭС (см. рис. 1.1).

Структора планируемых вводов новых генерирующих мощностей в мире в период до 2010 г.

Ï ðî ÷åå(ÀÝÑ, ÄÂÑ Í ÂÈ) 25%

ÒÝÊ(ÃÒÓ-ãàç) 26%

ÒÝÑ(Ï ÑÓóãî ëü) 27%

ÃÝÑ 22%

Рис. 1.1. Структура планируемых вводов новых генерирующих мощностей в мире в период до 2010 г. Рассмотрим основные условия развития гидроэнергетики в РФ. 1

Utility Data Institute

В настоящее время в России действует 98 гидроэлектростанций с суммарной установленной мощностью 44 млн. кВт, что составляет примерно 23% в структуре установленной мощности электростанций в целом по стране. Ежегодная выработка электроэнергии на ГЭС составляет (в зависимости от водности года) 150-170 млрд.кВтч, или около 15% общего ее производства в стране, что позволяет в среднем за год экономить около 20 млн.т органического топлива. Экономически эффективный потенциал освоения гидроресурсов для целей выработки электроэнергии в России (т.е. тот потенциал, затраты на освоение которого окупаемы при предложении о стоимости выработки электроэнергии в пределах 7-8 центов за КВтч) оценивается в 850 млрд. кВтч. Россия обладает вторым по величине гидропотенциалом в мире после Китая. В начале ХХI века его общая освоенность составляет 19%. Однако более полное его освоение сдерживают объективные и накопившиеся в отрасли проблемы организации ее развития. Основные из них связаны с: - неравномерностью гидропотенциала

территориального в

РФ

относительно

распределения потребностей

электроэнергии; - отсутствием

запасов

мощности

низкой

надежностью

оборудования вследствие его морального и физического старения; - недостаточной

инвестиционной

привлекательностью

объектов

гидроэнергетики; - нерациональной

организационной

структурой

отрасли

несовершенством системы ее управления. Рассмотрим эти проблемы более подробно. О неравномерности территориального

распределения

гидропотенциала

свидетельствуют

следующие цифры: если в европейской части страны этот показатель составляет 46,4% (т.е. степень освоения высока), то в Сибири – только 19,8%, а на Востоке страны – всего 3,4% (см. табл. 1.4).

Таблица 1.4 Гидроэнергетический потенциал России Гидроэнергетически Освоено Освоено й потенциал, млрд. действующими ГЭС, действующими кВтч/г млрд. кВтч/г ГЭС, % Россия в целом 852 (1015)* 155 (166) 18,2 Европейская часть 131 61 46,4 Сибирь 427 85 19,8 Дальний Восток 294 10 3,4 Данные РАО «ЕЭС России», * – оценка Международного энергетического агентства

Неравномерность распределения гидропотенциала по территории страны диктует необходимость построения различных территориальных стратегий

его

использования.

Наибольшая

часть

гидропотенциала

сосредоточена в регионах, уровень экономического развития которых отстает от Европейской части России и в долгосрочной перспективе (15-20 лет) там не прогнозируется значительного прироста спроса на электроэнергию, а кроме того, доля гидровыработки в структуре производства электроэнергии значительна (как, например, в Центральной и Восточной Сибири), что ограничивает возможности для использования выработки тепла на ТЭЦ для целей отопления в зимний период. Стратегия освоения Сибирского гидропотенциала для переброски ресурсов в Европейские регионы страны также неэффективна из-за больших потерь при передаче электроэнергии на чрезмерно дальние расстояния. С другой стороны, в наиболее промышленно развитых районах страны (Европейской части) уровень освоения гидропотенциала высок (почти 50%), а неиспользованный

потенциал

освоения

гидроресурсов

распределен

неравномерно и сосредоточен лишь в отдельных территориях (Кавказ, Северо-Запад, Пермская область), при этом значительная часть его существует в виде потенциала малых рек. Основные речные бассейны региона уже освоены при выработке электроэнергии на крупных ГЭС. В этих условиях можно рассматривать только стратегии повышения эффективности

использования

водных

ресурсов

существующими

крупными

гидроэлектростанциями в отличие от строительства новых.

ÝÐÏ ì àëû õ ÃÝÑ(IEA)

ÝÐÏ ì àëû õ ÃÝÑ(î òå÷åñòâåí í û å äàí í û å) Ãèäðî âû ðî áî òêà â Ðî ññè, 2002ã. 0

200

400

600

800

1000

млрд.кВтч/год

Âû ðàáî òêà ý/ý â Ðî ññè âñåãî ,2002 ã.

Рис. 1.2. Экономически реализуемый потенциал (ЭРП) гидроэнергетики в России От 10 до 30% всего национального гидроэнергетического потенциала составляет потенциал малых рек, оцениваемый от 80 до 493 млрд. кВтч в год. Реализация этого потенциала будет наиболее эффективной в случае создания системы дистанционного управления их режимами, что может кратно увеличить гидровыработку в стране. Удельная стоимость ввода 1 кВт установленной мощности в России для малых ГЭС составляет 1000-1200 долл., а для микро-ГЭС, работающих изолированно, – 600-700 долл., тогда как в Европе удельная стоимость вводов равна 1500-1800 долл. Огромным инвестиционным преимуществом малых ГЭС является широкая распространенность малых водотоков, в том числе и на территории Европейской части России, обилие низконапорных гидротехнических сооружений, не используемых в настоящее время для гидрогенерации. Возможности расширенного строительства малых ГЭС привлекательны еще и тем, что они, в большинстве случаев, являются наиболее доступным решением для электрификации или замещения дизельной генерации в труднодоступных значительную

районах

часть

своих

страны,

администрации

бюджетов

на

топливо

которых для

тратят

выработки

электроэнергии на дизельных электростанциях (Камчатка, Тува, Алтай), и где сосредоточены основные неиспользуемые ресурсы гидрогенерации. Малые гидростанции обладают рядом дополнительных инвестиционных преимуществ по сравнению с крупными: а) возможность освоения существующих плотин существенно сокращает капитальные затраты, б) короткие сроки освоения инвестиций, в) широкая география неосвоенного гидропотенциала и возможность приоритетного выбора в пользу освоения наиболее инвестиционного привлекательных локаций. Кроме того, в России, в отличие от большинства европейских стран, возможно продолжение развития «большой» гидроэнергетики: в настоящее время реализуется серия проектов по завершению начатых строительством в 70-90-е

годы

прошлого

столетия

гидроэлектростанций

суммарной

установленной мощностью 6,5 ГВт (совокупная выработка электроэнергии – 11,7 млрд. кВтч), которые до сих пор не достроены. Это Богучанская, Бурейская,

Усть-Среднекамская

ГЭС

(Сибирь

Дальний

Восток);

Аушигерская, Зарамагские, Зеленчукские и Ирганайская ГЭС на Кавказе. В совокупности суммарный ввод гидроагрегатов на этих электростанциях в 2004-2006 г. составит 1,8 ГВт мощности с выработкой электроэнергии 5,7 млрд.кВтч., к 2009 г. – 4,1 ГВт. Основная доля крупных ГЭС (3,7 ГВт) приходится на Восточный регион страны – Сибирь и Дальний Восток, что позволит в определенной мере

повысить

использование

колоссального

гидроэнергетического

потенциала Сибири и Дальнего Востока. Развитие крупной гидроэнергетики в этом регионе призвано сыграть не только роль в электрообеспечении территорий, но и ключевую роль в качестве опорной региональной инфраструктуры, создающей основу для ускоренного экономического развития восточных регионов. К

благоприятным

гидропотенциала

России

условиям следует

для

реализации

отнести

национального

значительное

число

недоиспользуемых гидротехнических сооружений. В настоящее время в Российской Федерации создан и функционирует мощный водохозяйственный комплекс. Его основу составляют 65 тысяч объектов гидротехнического назначения. В комплекс входят 36 тысяч водозаборных и сбросных сооружений, около 10 тысяч км защитных дамб, водооградительных валов и 29 тысяч водохранилищ, прудов, накопителей жидких отходов с напорными гидротехническими сооружениями. С учетом роста энергетической нагрузки, расширения экспорта электроэнергии, обеспечения нормативного резерва и других факторов ввод мощности на электростанциях России за период 2001-2020 гг. может составить порядка 175 млн. кВт, в том числе на ГЭС и ГАЭС – 35 млн. кВт. При этом объемы вводов на замену устаревшего оборудования ГЭС должны составить 22,5 млн. кВт. Таким образом, в период до 2020 г. в России возможен прирост установленной мощности ГЭС/ГАЭС в 12,5 млн. кВт. (рис. 1.3).

ТЭС(ПГУ) 26%

ТЭС(ПСУ) 35%

ГЭС 10% АЭС 29%

Рис. 1.3. Прогнозируемая структура прироста установочной мощности электростанций в России до 2020 г. (без учета замены выбывающих мощностей) Развитие гидроэнергетики в РФ означает общее удешевление издержек производства поставляемой на рынок электроэнергии. Без учета рентных

факторов (по данным стоимости выработки электроэнергии федеральными электростанциями в 2003 году) издержки выработки 1 киловатт-часа электроэнергии на ГЭС сегодня в России в 3,5 раза ниже выработки 1 кВт на АЭС, в 4 раза ниже издержек выработки 1 кВтч на газомазутных ТЭС и в 5,2 раза ниже выработки 1 кВтч на газоугольных ТЭС (с учетом дополнительных инвестиционных потребностей ГЭС эти цифры следует уменьшить до 1,3, 1,5 и 1,9 раза соответственно). Однако отметим, что увеличение совокупной мощности ГЭС может нарушить равновесие на рынке электроэнергии из-за влияния погодных условий. Сокращение выработки электроэнергии ГЭС в базовой части графика

загрузки

является

фактором

общесистемного

повышения

равновесной цены рынка: спрос на электроэнергию в зимний период существенно выше летнего, что ведет к значительному повышению равновесного уровня цен зимой, даже в условиях оптимальной загрузки. В условиях дефицита предложения электроэнергии зимой (например, при сокращении участия ГЭС в покрытии базовой нагрузки в сверхмаловодный год, либо в случае необходимости одновременного проведения аварийных ремонтов на множестве отработавших 100% парковый ресурс генераторах) зимние цены могут существенно превышать уровень летних равновесных цен. Эффективность энергетики связана также с ее вкладом в повышение надежности энергосистем страны. Пока только крупные современные ГЭС, оснащенные системами АРЧМ (автоматическое регулирование частоты и мощности), в состоянии выполнять в России функции по обеспечению системной

надежности

производства

поставки

электроэнергии

стандартного качества (частота) в режиме реального времени. Объективные тенденции развития энергетики (переход от паросиловой технологии к ПГУ, развитие крупных угольных блоков с низкой маневренностью, экспансия строительства АЭС на крупных низкомобильных блоках, рост средних

КИУМ1 и еще большее снижение мобильности тепловых генераторов, вывод из эксплуатации экономически неэффективных мощностей теплогенерации среднего и низкого давления с поперечными связями и ТЭЦ-90, способных частично разгружать систему) будут способствовать общему снижению маневренности системы. В связи с этим развитие гидроэнергетики является необходимым

условием

политики

обеспечения

надежности

функционирования Единой энергосистемы России. В перспективе до 20152020

годов

роль

гидроэнергетики

этом

отношении

практически

безальтернативна. Благодаря этому гидроэнергетика будет играть особую функциональную роль и в оптовой торговле электроэнергией, обеспечивая своевременное покрытие пиковой части графика электрических нагрузок и таким образом сглаживая пиковые колебания цен. Вместе с тем, на пути развития гидроэнергетики (как в России, так и за рубежом)

имеются

достаточно

серьезные

финансово-экономические

препятствия. Главные из них обусловлены тем, что гидрогенерация является наиболее инерционным и капиталоемким сектором энергетики – объем вложений и сроки реализации инвестиционных проектов по строительству гидроэлектростанций велики, а степень износа основных производственных фондов в секторе является сегодня самой высокой в электроэнергетике. Особенно остро проблема обновления фондов гидроэнергетики стала в РФ. Ситуация в российской гидроэнергетике характеризуется выработкой 100% нормального паркового ресурса половиной основного гидротурбинного и генерирующего оборудования ГЭС, наступлением пика потребности в модернизации

основного

генерирующего

электротехнического

оборудования и в реновации основных гидротехнических сооружений. Значительная часть существующих генерирующих мощностей страны уже перешагнула за границу нормального паркового ресурса и вырабатывает продленный парковый ресурс. По данным РАО «ЕЭС России», в 2000 г. достигли предельной наработки 22 млн. кВт мощности ГЭС (10% 1

Коэффициент использования установленной мощности

установленной мощности электростанций России) (рис. 1.4). К настоящему времени более 50% турбогенераторов гидроэлектростанций выработали свой проектный ресурс, к 2010 г. эта величина достигает 79%, а к 2020 г. – 97%. Например, на Волжской ГЭС (г. Волжский) на сегодняшний день из 22-х гидротурбин ГЭС, отработавших нормативный срок службы, замену прошли

только

Действующее

генерирующее

оборудование

Верхневолжского гидроэнергетического каскада выпущено в 1940-1950 гг. Два энергоблока по 55 МВт были установлены в Угличе в 1940-1941 гг.; 6 таких же энергоблоков в Рыбинске – в 1941-1950 гг.

35 30 25

Ввод УМ ГЭС,МВт Ввод УМ ТЭС, МВт

20 15 10 5 0

1950 1960 1970 1980 1990 2000

Рис. 1.4. Возрастная структура установленной мощности ГЭС и ТЭС, % от УМ на 01.01.2001 Зейская ГЭС в последние годы подходит к пику затрат на обновление основных

производственных

фондов.

Износ

ОПФ

по

машинам

оборудованию к концу 2002 года составил 74,8%, а к концу 2003 года – 76%. С 2001 года начал нарастать процесс выбытия основных фондов, введенных в эксплуатацию с пуском первого агрегата, максимум которого придется на 2005-2006 годы. Будет полностью амортизировано или подойдет к рубежу 38

100% амортизации оборудование станции, введенное в работу с первым гидроагрегатом

1975

году

(оборудование

релейных

защит,

автоматизированных систем управления связи, силовое электрическое оборудование), до 2007 года подлежат реконструкции турбины 1, 4, 6 гидроагрегатов. Для ГЭС, сроки эксплуатации которых превысили 40 лет, становится актуальной реновация основных гидротехнических сооружений, так как основные проектные характеристики рассчитывались на срок службы в 40-50 лет. Проблемы старения оборудования в гидроэнергетике, в свою очередь, обостряют проблемы инвестированного обеспечения процессов развития этой отрасли. Очевидно, что в виду гораздо меньших затрат стратегии обновления фондов ГЭС выглядят в ближайшей перспективе более привлекательными по сравнению со стратегиями строительства новых, особенно в условиях нехватки инвестиционных ресурсов. В связи с этим в намечаемых до 2020 г. вводах мощности ГЭС большая часть приходится на замену

выработавшего

свой

срок

оборудования

действующих

электростанций (5 млн. кВт в 2011-2015 гг. и до 15 млн. кВт в 2016-2010 гг.). К этому следует добавить и проведение на ряде ГЭС дорогостоящих ремонтов основных гидротехнических сооружений. Однако существующая в настоящее время модель финансирования воспроизводства ГЭС характеризуется крайней ограниченностью источников финансирования модернизации основных производственных фондов и их расширенного воспроизводства.

Простое воспроизводство фондов на

действующих ГЭС и ГАЭС финансируется почти на 100% за счет собственных средств электростанций (на 80% за счет амортизационных отчислений и примерно на 20% - из прибыли). Строительство новых гидроэлектростанций

осуществляется

за

счет

централизованных

инвестиционных средств РАО «ЕЭС России», консолидируемых в составе

абонентной платы за услуги по организации функционирования и развитию Единой энергетической системы России. Несмотря на проведенную в 2001-2002 гг. переоценку основных производственных

фондов

большинства

ГЭС

рост

объема

амортизационных отчислений, они по-прежнему не покрывают потребностей предприятий сектора в инвестициях в просторе воспроизводство ОПФ, а жестокое тарифное регулирование и увеличение с 1 января 2002 года ставок водного налога сделали гидроэнергетику фактически бесприбыльным видом бизнеса, в связи с чем дополнительное финансирование потребностей в простом воспроизводстве ОПФ за счет прибыли стало практически невозможным. Бюджетные воспроизводства

средства, ГЭС

направляемые

рамках

на

федеральной

финансирование

целевой

программы

«Энергоэффективная экономика», были в последние годы минимальными и составляли менее 10 млн. долл. в год. Очевидно, что в дальнейшем расширение направления бюджетных средств на финансирование развития гидроэнергетики не будет значительным, в связи с тем, что инвестиции в реальный сектор экономики пока не относятся к числу приоритетов бюджетной политики государства. Возможность для прямых частных инвестиций в гидрогенерирующие компании ограничена в настоящее время намерением государства сохранить контрольные

доли

капиталах

компаний,

владеющих

гидроэлектростанциями, что получило отражение в федеральных законах по реформированию электроэнергетики, принятых в марте 2003 г. (ст.9 Федерального

закона

«Об

особенностях

функционирования

электроэнергетики в переходный период и о внесении изменений в некоторые законодательные акты РФ и признании утратившими силу некоторых законодательных актов РФ в связи с принятием Федерального закона «Об электроэнергетике»). Исключение составляют только ГЭС

Ангарского

каскада,

входящие

имущественный

комплекс

ОАО

«Иркутскэнерго», где государству принадлежит 40% акций (остальной пакет – частным инвесторам), а также ОАО «Красноярская ГЭС», находящаяся под контролем частных акционеров. Таким образом, гидроэнергетика стоит перед нелегким выбором в отношении поиска источников финансирования процесса воспроизводства: потребности сектора в модернизации являются наиболее острыми среди всех сегментов производства электроэнергии, привлечение в сектор прямых инвестиций остается под вопросом в связи с положениями нового энергетического законодательства о сохранении государственного контроля над

ГЭС.

целом,

финансирования

для

являются

гидроэнергетики –

тарифы

основными

(закладывается

источниками

инвестиционная

составляющая разница по сравнению со среднеотраслевым уровнем), плата за

присоединение

для

сетевых

компаний,

бюджет

специалные

инвестиционные фонды, заемные средства, дополнительные эмиссии и в определенных пределах частные инвестиции. Соотношение между этими источниками зависит от выбранной модели инвестирования. На наш взгляд, в отношении подконтрольных государству объектов гидроэнергетики модель привлечения инвесторов должна быть основана не на приоритете прямых инвестиций или займов (что также проблематично, поскольку в этом случае государству придется пойти на обременение гидрогенерирующего оборудования залогом), а на поиске иных механизмов государственно-частного инвестиционного партнерства, к числу которых могут относиться схемы долгосрочной аренды, концессии или иные формы передачи имущества ГЭС в управление частным инвесторам. Это потребует внесения определенных изменений в российское законодательство, которое пока не предусматривает такого рода правовых конструкций. При этом, частные инвесторы уже на первом этапе могут быть допущены

как

прямым

инвестициям

менее

крупные

гидроэлектростанции, входящие в состав формируемых на базе генерации АО-энерго территориальных генерирующих компаний (в первую очередь ТГК-1, в состав которой войдут ГЭС «Колэнерго», «Карелэнерго» и «Ленэнерго»), так и к реализации проектов по строительству новых малых и средних гидроэлектростанций. В этот период (2004-2010 гг.) силами частных инвесторов может быть модернизировано 1-1,5 ГВт средних ГЭС и построено 1-2 ГВТ новых малых ГЭС и микро-ГЭС. Привлечение частных инвесторов в гидрогенерацию должно быть подкреплено комплексом мер, способствующих снижению рисков потерь их капитала и ожидаемой прибыли. Они должны быть направлены, в первую очередь,

на

установление

предсказуемой

системы

налогообложения

деятельности ГЭС и углубление законодательной регламентации вопросов водопользования, обеспечение безопасности гидротехнических сооружений и разграничение прав на них. Перечислим без излишней детализации наиболее важные из этих мер: - установление конкретных ставок платы за пользование водными объектами в новой редакции Водного кодекса Российской Федерации, обеспечение их стабильности в течение всего срока реализации проектов модернизации и строительства ГЭС (с применением механизма «дедушкиной оговорки»); - переход от лицензирования водопользования к гражданско-правовым договорам водопользования, заключаемым между государством и ГЭС, ограничивающим возможность одностороннего пересмотра государством оговоренных условий водопользования; - углубление регламентации вопросов обеспечения безопасности гидротехнических

сооружений,

определение

конкретных

размеров

финансового обеспечения собственников ГС за последствия аварий ГС, объема необходимых финансовых и материальных резервов для ликвидации аварий ГС, детализация требований к обязательному страхованию риска

гражданской ответственности по обязательствам, возникающим вследствие причинения вреда жизни, здоровью физических лиц, имуществу физических и юридических лиц в результате аварий ГС; -

разработка

комплексной

государственной

стратегии

развития

бассейнов рек и водных путей, увязанной со стратегическими планами выработки электроэнергии на гидроэлектростанциях; - углубление регламентации вопросов водопользования, переход от произвольного

механизма

административного

регулирования

водопользования к разработке системы графиков водопользования для управления каждым водохранилищем в целях выработки электроэнергии путем

математического

моделирования

прогноза

стока

на

основе

гидрологической статистики; -

законодательное

разграничение

прав

собственности

на

гидротехнические сооружения и финансовой ответственности за их надежную эксплуатацию и модернизацию. В период становления рыночных отношений при недостаточности инвестиционной привлекательности объектов гидроэнергетики и увеличении числа и уровня рисков их функционирования и развития важным направлением повышения эффективности отрасли является формирование рациональной организационной структуры гидроэнергетического сектора. Основной целью организационных преобразований в гидроэнергетике является усиление рыночных позиций этого сектора в период активного формирования рыночных отношений, в том числе и в вопросах управления нагрузкой электростанций и формирования единой ценовой политики, разработки инвестиционных стратегий в условиях изменения состава операционных доходов ГЭС и требований к экономической модели их функционирования. Эти условия возникают в связи с:

переходом

от

затратной

модели

тарификации

стоимости

электроэнергии к экономической диспетчеризации в рамках узловой модели экономического ценообразования; - жесткой фиксацией ценопринимающего характера участия ГЭС в торговле

электроэнергией,

предусмотренного

законодательством

реформировании электроэнергетики; - выделением системных услуг, предоставляемых гидрогенерацией (регулирование частоты, резервирование мощности), в отдельный вид доходов ГЭС; -

изменением

традиционных

перетоков

мощности

Единой

энергетической системе России и уровней потребления электроэнергии в результате запуска системы экономической диспетчеризации производства электроэнергии и развития высоковольтной сети. Для повышения эффективности управления гидроэнергетическим сектором предполагается объединить основные мощности крупных ГЭС и ГАЭС (примерно 50% в структуре установленной мощности ГЭС сегодня и почти 60% в 2008 году) в 4 крупные оптовые гидрогенерирующие компании, контрольными пакетами акций которых будет владеть непосредственно Российская Федерация: - ОГГК-7 на базе ГЭС Волжско-Камского каскада с суммарной установленной мощностью 9883 МВт; - ОГГК-8 на базе ГЭС Сибири и Дальнего Востока (включая строящиеся Бурейскую и Богучанскую ГЭС) с суммарной установленной мощностью 8185 МВт; - ОГГК-9 на базе ГЭС Северного Кавказа с суммарной установленной мощностью 2300 МВт; - ОГГК-10 на базе Загорской ГАЭС ОАО «Мосэнерго» с суммарной установленной мощностью 1200 МВт.

ОГГК должны были формироваться по каскадному принципу с учетом технологической зависимости отдельных ГЭС друг от друга. Наличие у государства контрольных пакетов акций всех 4 гидрогенерирующих компаний, которые в соответствии с законодательством о реформировании электроэнергетики не подлежат приватизации при реорганизации РАО «ЕЭС России», давало основания рассчитывать на создание единой системы управления

гидрогенерирующими

компаниями,

нацеленной

на

синергетический эффект и проведение единой политики модернизации и развития гидроэнергетического комплекса. Однако концепция создания четырех ОГГК была пересмотрена и их объединили в единую оптовую гидрогенерирующую компанию – единую гидроОГК, которая была официально зарегистрирована 26 декабря 2004 г. Эта компания создана путем консолидации гидрогенерирующих актов ОГГК № 7, 8, 9, 10. Важным мотивом в пользу такого объединения является предполагаемое усиление привлекательности объектов гидроэнергетики для инвестиций (больший

объем

обслуживаемого

рынка,

больший

эффект

от

реструктуризации и модернизации, больший масштаб кредитов, улучшенные показатели ликвидности и т.п.). Рост финансовых активов и потоков объединенной компании дает ей возможность привлекать более крупные займы по относительно низким ставкам без отрицательного влияния на ее кредитный рейтинг. Заметим, что стоимость обслуживания международных займов крупнейших российских компаний составляет 6-10% годовых. Привлечение займов небольшими компаниями, осуществляется в основном на внутреннем рынке в среднем под 15% годовых, а иногда и выше. Это предопределяет неэффективность заимствований территориальными ОГГК. К числу основных предпосылок, обусловливающих целесообразность создания единой гидроОГК, относятся:

а) необходимость концентрации больших финансовых ресурсов на приоритетных направлениях гидроэнергетики; б) обеспечение защиты государственных интересов и повышения уровня корпоративной защиты гидроэнергетических активов, находящихся под контролем государства; в) необходимость снижения издержек посредством внедрения единых стандартов корпоративного и технологического управления, систем закупок и продаж; г) возможность сохранения научного потенциала, его концентрации для осуществления научных разработок и внедрения инноваций; д) повышение

эффективности

регулирования

частоты

тока

энергосистеме и надежности функционирования ГЭС в паводковые периоды за счет формирования единой информационной системы управления режимами работы ГЭС и некоторые другие. В целом единая ГидроОГК к 2006 г. будет объединять 49 ГЭС и ГАЭС с количеством сотрудников около 3700 человек и установленной мощностью 22,6 ГВт. На 2004 г. суммарная выручка этих станций составила 13150 млн.руб., а консолидированная чистая прибыль – 1800 млн.руб. Заметим, что поскольку в соответствии с п.63 Правил оптового рынка электроэнергии

(мощности)

переходного

периода

(постановление

Правительства РФ от 24 октября 2003 г. № 643) поставщики (ГЭС) электроэнергии – участники сектора сводной торговли - «имеют право подавать только ценопринимающие заявки», то ГЭС, входящие в единую гидроОГК не влияют на формирование цен конкурентного рынка. Несмотря на большую величину установленной мощности единой гидроОГК ее доля в общей установленной мощности относительно невелика – около 14%, а доля в общей выработке – еще меньше – около 11% от общей выработки электроэнергии в ЕЭС России.

Даже в Сибирской энергозоне оптового рынка доля генерирующей мощности единой гидро-ОГК не превышает 15% от общей мощности, а при оптимистичном варианте ввода в эксплуатацию всех строящихся в настоящее время объектов, включенных в перечень активов гидро-ОГК. – не более 24%. Относительно небольшой является доля единой гидро-ОГК и в доле товарной продукции на существующем оптовом рынке. При этом создание единой гидро-ОГК практически не влияет на показатели рыночной концентрации и на появление монопольной силы у этой объединенной компании, поскольку объединяемые в составе единой гидро-ОГК генераторы расположены в различных зонах рынка (распределены на территории протяженностью более 9 тыс.км), и их объединение не влияет на рост доли рынка объединенной компании в соответствующей зоне1. Этот вывод может быть подкреплен оценками концентрации на товарных рынках, полученными с использованием критерия ХерфиндаляХиршмана. При обосновании состава ОГК ОАО РАО «ЕЭС России» может быть предложен «динамический» аналог индекса Херфиндаля-Хиршмана (HHI), который является наиболее адекватным измерителем рыночной концентрации для электроэнергетики. Для оценки концентрации используются следующие критериальные значения динамического индекса HHI: 1. Нормальная концентрация: HHI<1000 – неконцентрированный рынок. 2. Средняя степень концентрации: 1000<HHI<2000 – умеренно концентрированный рынок. 3. Высокая степень концентрации: HHI>2000 – слабая конкурентная среда.

За исключение случая, когда в отдельные часы суток зона Юга сливается с другими ценовыми зонами в Европейской энергозоне (Центр, Средняя Волга, Северо-Запад, Урал + Тюмень). Однако доля Северокавказской гидрогенерации в объединенной Европейской зоне весьма мала – менее 1% и учет объединенной выработки электроэнергии ГЭС ГидроОГК и в Европейской энергозоне практически не влияет на показатели концентрации.

Динамические индексы рассчитываются с учетом выработки каждый час с учетом всех зон свободного перетока следующим образом: 1

HHI jt

 2 = ∑ ( X ijt ⋅100) 2   i 

– критерий для j-ой зоны в час t, где

X ijt

- доля

Y jt

- доля

выработки i-ой компании в j-ой зоне в час t;  2 HHI t = ∑Y jt ( HHI jt ) j 

2   

- критерий по всем зонам в час t, где

выработки всеми компаниями в j-ой зоне в час t относительно суммарной выработки по всем зонам в час t. 1

HHI дин

 2 = ∑Wt ( HHI t ) 2   t 

динамический критерий концентрации, где

доля выработки в час t относительно суммарной выработки за все часы. В таблице 1.5 приведены показатели рыночной концентрации, рассчитанные на основе результатов моделирования рынка электроэнергии в Европейской энергозоне (Центр, Средняя Волга, Северо-Запад, Юг, Урал + Тюмень). Показатели приведены для типовых рабочих суток декабря и июня (месяцы зимнего максимума и летнего провала нагрузки) и рассчитаны без учета Архангельска и Коми (зон нерыночного ценообразования). При расчете использовались данные по состоянию на 1 января 2004 г. Таблица 1.5 Показатели концентрации рынка электроэнергии Европейской части РФ Часы 0 1 2 3 4 5 6 7 8

Месяцы Декабрь 1525 1569 1973 1981 1974 1568 1509 1435 1560

Июнь 950 982 1016 1031 1029 1007 975 1261 1615

9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 Средний индекс

1555 1547 1551 1549 1559 1557 1551 1541 1998 2005 2020 1752 1556 1662 1467 1675

1556 1804 1817 1816 1526 1504 1521 1543 1653 919 915 914 917 909 918 1320

Из приведенных данных следует, что динамический критерий концентрации в рабочие сутки декабря достигает 1675, а в рабочие сутки июня составляет 1320. Оба этих показателя находятся в пределах от 1000 до 2000, что соответствует умеренно концентрированному рынку1. Показатели концентрации рынка по Сибирской энергозоне, для которой чрезвычайно важным является учет фактора водности, влияющего на выработку и доли рынка ГЭС, представлены в таблице 1.6. Результаты расчетов соответствуют условиям маловодного и многоводного года. При расчете использовались данные по состоянию на 1 января 2004 г. В отдельные часы (в приведенных данных – декабрьские и июньские рабочие сутки многоводного и маловодного года) динамический критерий концентрации превышает 2000, что свидетельствует о проявлении в эти часы факторов, потенциально могущих влиять на конкуренцию на рынке в отдельные периоды времени2. 1

Максимальное значение (HHI) равно 10000, превышение умеренного уровня концентрации рынка (не более 3 участников с равными долями рынка) чаще всего наступает при значении (HHI) большем 3267. 2 В отдельные часы суток HHI может достигать 6000 и более, за счет выделения нескольких зон (из-за появления ограниченной пропускной способности сети и суточного изменения электропотребления) в энергозоне Сибири, в каждой из которых работает малое количество участников, например, может иметь высокую долю объема поставок генерации не входящих в ОГК.

Таблица 1.6 Показатели концентрации рынка электроэнергии в Сибирской части РФ Многоводный год Часы 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 Среднее значение

Маловодный год Месяцы

декабрь 1241 1246 1254 1257 1259 1251 1266 1270 1340 1354 1346 1277 1272 1294 1265 1270 1338 3724 4965 6139 3616 1348 1275 1253 2299

июнь 6158 3678 3608 3578 3630 3678 3802 3707 3574 3456 3411 3410 3471 3520 3535 3607 3633 3670 3673 3704 3747 3701 3616 3589 3748

декабрь 1823 1836 1850 1856 1856 1846 1828 1816 1833 1827 1824 1820 1816 1815 1814 1815 1826 1878 2769 2780 2781 1823 1816 1814 1981

июнь 1921 1854 1831 1824 1828 1828 1843 2167 2207 2014 2048 2056 2033 2009 2005 1981 1971 1961 1963 1952 1949 1964 2281 2297 1999

Однако в целом рынок электроэнергии Сибири имеет средние показатели концентрации, и лишь в отдельные часы и в отдельных зонах, выделяющихся в отдельные часы на этом рынке, может возникать локальное повышение уровня концентрации на рынке, вызванное наличием не только Сибирских ГЭС ОАО РАО «ЕЭС России», но по большей степени наличием частных ГЭС, что в условиях отсутствия возможности подавать ценовые

заявки со стороны ГЭС и полностью самостоятельно определять объемы почасового производства на ГЭС не приводит к эффектам злоупотребления рыночной силой и соответственно необходимости применения средств антимонопольного регулирования. Кроме того, необходимо учитывать, что объединение сибирских ГЭС, включаемых в ОГК, с ГЭС из Европейской зоны рынка не повлияет на показатели рыночной концентрации, поскольку из-за сетевых ограничений и территориальной

удаленности

эти

энергозоны

будут

обозримой

перспективе практически самосбалансированными зонами ЕЭС по уровням генерации и потребления. Решение рассмотренных проблем развития гидроэнергетики РФ согласно концепции реформирования всей энергетической отрасли страны, разработанной в РАО ЕС России, предполагается решить в три этапа до 2020 г. Содержание этих этапов представлено в таблице 1.7. Таблица 1.7 Этапы развития сектора гидрогенерации Период Краткосрочная

Содержание этапа 1. Завершение формирования единой ОГГК, создание

перспектива

единой системы государственного управления компанией

(период до 2006- и централизованного программно-целевого расходования 2007 гг.)

инвестиционных ресурсов, формирование и отладка совместной операционной стратегии торговли электроэнергией и дополнительными системными услугами на оптовом рынке электроэнергии

2. Создание новых правовых и организационных условий развития гидроэнергетики, принятие законодательных актов, обеспечивающих повышение предсказуемости режимов налогообложения деятельности ГЭС и водопользования (новая редакция Водного кодекса, глава Налогового кодекса «Водный налог», поправки в Кодекс внутреннего водного транспорта и экологическое законодательство), а также регламентирующих специальные режимы государственно-частного партнерства в сфере инвестиций в модернизацию и строительство ГЭС (долгосрочная аренда, концессии) 3. Выработка в рамках единой системы государственного управления крупными гидрокомпаниями стратегии обеспечения надежности функционирования ЕЭС России, построение долгосрочной контрактной системы отношений между гидрокомпаниями и системным оператором в части реализации ГЭС своих общесистемных функций (предоставление резерва АРЧМ, регулирование частоты электрического тока и т.п.), разработка и утверждение методики расчета платы за системные услуги, оказываемые ГЭС 4. Начало проектирования и создание единой системы автоматизированного дистанционного управления режимами работы малых ГЭС в Европейской части России в целях снижения системных рисков децентрализации выработки электроэнергии, упрощение процедур выдачи разрешений на их строительство, начало активного процесса строительства малых ГЭС и микроГЭС силами частных инвесторов

Среднесрочная

1. Завершение строительства крупных ГЭС в Восточных

перспектива

регионах России, начатых строительством во второй

(период 2007-

половине ХХ века (Богучанская, Бурейская, Усть-

2012 гг.)

Среднеканская) 2. Начало активной фазы принятия инвестиционных решений по результатам проектно-изыскательских работ в отношении возможностей и целесообразности (наличия спроса на электроэнергию) строительства новых крупных и средних ГЭС на Востоке России 3. Рост выработки ГЭС за счет модернизации оборудования европейских ГЭС, использования «точечносетевой» стратегии в развитии малой гидроэнергетики в труднодоступных регионах (Алтай, Якутия, Крайний Север, Тыва) 4. Активное строительство сети малых ГЭС и ГЭС-ГАЭС в Центре, на Северо-Западе и Юге России 5. Анализ целесообразности и возможности приватизации гидрокомпаний, в т.ч. привлечения в них прямых частных инвесторов посредством эмиссии акций, на основе изучения опыта работы ГЭС, передаваемых в частную собственность на первом этапе в составе ТГК 6. Разработка соглашений с инвесторами о модернизации существующих и строительстве новых

Долгосрочная

гидроэлектростанций по типу концессионных соглашений 1. Начало доминирования частных инвесторов в развитии

перспектива

сектора гидрогенерации – ими будут приниматься

(период до 2020

основные инвестиционные решения, согласуемые с

г.)

государством в рамках прозрачных процедур, установленных законами 2. Начало строительства ГЭС (возможно крупных) в Сибири и на Дальнем Востоке, в зависимости от экономической целесообразности 53

3. Развитие конкуренции предоставления резерва АРЧМ различными типами генераторов, переход от надежностной к рыночной стратегии функционирования ГЭС, увеличение доли ГЭС в базовой части графика электрических нагрузок и в результате – общее удешевление средней стоимости выработки электроэнергии в Российской Федерации Эффективность гидроэнергетики

РФ

реализации во

перечисленных

многом

зависит

от

стратегий качества

развития управления

функционированием и развитием гидроэнергетических компаний, основным критерием которого в рыночных условиях хозяйствования является устойчивое

финансово-экономическое

положение

как

субъектов

хозяйственной деятельности. 1.3. Стратегии обеспечения экономической устойчивости объектов гидроэнергетики в рыночных условиях 1.3.1. Теоретическое обоснование стратегий устойчивого развития промышленных предприятий В настоящее время многие специалисты в качестве основной цели функционирования и развития социальных и экономических объектов разного

уровня

«устойчивости» негативного

рыночной

их

развития

характера)

экономике при

условий

рассматривают

возможных их

сохранение

изменениях

деятельности,

(обычно

существования.

Официально термин «устойчивое развитие» для социально-экономической системы получил признание на проходившей в 1992 г. в Рио-де-Жанейро (Бразилия) Всемирной конференции ООН «Окружающая среда и развитие» [61, 126]. Под этим процессом на планетарном уровне понималось развитие,

при котором сохраняются условия для удовлетворения общественных потребностей как нынешнего, так и будущего поколений. Устойчивость на макроуровне рассматривается, по крайней мере, в трех аспектах: - экологическом (сохранение среды обитания); - социальном

(обеспечение

социального

равновесия

разумно

высокого жизненного уровня и качества жизни населения); - экономическом

(производство

продукции,

услуг

объемах,

обеспечивающих поступательное развитие общественной системы, темпы НТП, необходимые для сохранения устойчивости). Концепция

устойчивого

развития

предполагает

согласованные

действия на всех уровнях организации общественной системы, включая отдельные

регионы,

страны,

территории

предприятия,

учетом

соблюдения определенных принципов. Среди них, в частности, отметим следующие: - никакая хозяйственная деятельность не может быть оправдана, если выгода от нее не превышает вызываемого ущерба; - ущерб окружающей среде должен быть на столь низком уровне, какой может

быть

разумно

достигнут

рамках

конкретной

социально-

устойчивости

социально-

экономической деятельности. Непременным

условием

поддержания

экономической системы на уровне государства, является сохранение устойчивости его локальных подсистем, включая территориальные и производственные. Устойчивость производственных систем рассматривается как необходимое условие наращивания экономического потенциала – материальной основы устойчивости всей общественной системы. По поводу содержания понятия устойчивости «производственного предприятия» мнения специалистов часто расходятся. Например, в работе [98] понятие устойчивости связывается с «равновесием». В работе [20]

отмечается «…равновесие-это состояние, которое должно достигаться хозяйствующем субъектом в процессе его деятельности, при котором спрос на продукцию … равен предложению им этой продукции, причем хозяйствующий

субъект

получает

максимальную

прибыль

при

существующих условиях конъюнктуры». Конкретизируя

понятие

устойчивости

рамках

экономической

системы, специалисты выделяют «экономическую устойчивость», например, понимая под этим термином стабильность получения организацией доходов от продаж [51]. Часто в этой связи используется термин «финансовая устойчивость», которая характеризует стабильное превышение доходов над расходами, способность предприятия свободно маневрировать денежными средствами

путем

их

эффективного

использования,

обеспечивать

бесперебойный процесс производства и реализации продукции [10]. На наш взгляд, к этому необходимо добавить обеспечение возможностей для развития в соответствии с тенденциями научно-технического прогресса, изменениями рыночной конъюнктуры и ограничениями по безопасности. Таким

образом,

важнейшими

признаками

финансовой

устойчивости

являются платежеспособность предприятия и наличие ресурсов для развития. На наш взгляд, при определении понятия устойчивость, следует учитывать так же и те силы, действие которых направленно на ее потерю. В этой

связи

следует

характеризуют

согласиться

устойчивость

мнением

предприятия

тех как

авторов, запас

которые

прочности,

защищающий его от неблагоприятных изменений внешних и внутренних условий функционирования

[118].

При рассмотрении экономической

устойчивости под внешними условиями обычно понимаются состояние конъюнктуры рынка (цены, спрос, конкуренция), характер взаимоотношений с поставщиками, доступность кредитов, уровень стабильности финансовых и производственных рынков, инфляция, степени жесткости налогового и

таможенного

законодательства,

стабильности

политической

системы,

социальной среды и т.п. К внутренним условиям обычно относят состояние материальнотехнической базы, производительность труда, систему организации и управления производством и сбыта продукции, социальный климат предприятия,

его

инвестиционную

привлекательность,

возможности

диверсификации производства и гибкость стратегии развития и т.п. Заметим,

что

при

более

широком

рассмотрении

проблемы

устойчивости в состав этих условий необходимо включить и ограничения по экономической и техногенной безопасности производства, условиям труда, заработной

плате,

природоохранных

участию проблем

предприятия

решении

территории,

например,

социальных по

сохранению

культурного наследия, восстановлению природного потенциала и т.п. Экономическая теория определяет «запас прочности» предприятия с использованием показателей критического объема продаж или «точки безубыточности», «порога рентабельности», «критического уровня цены» и т.п. Например, критическая точка безубыточности характеризует объем производства продукции, при котором предприятие имеет нулевую прибыль (доход). Иными словами, в этой точке размер полученного дохода от продажи продукции равен размеру понесенных издержек. В связи с этим, «удаленность»

реального

объема

производства

от

«критического»

характеризует уровень его устойчивости. Необходимость учета при оценке устойчивости предприятия как результатов его деятельности, так и сопровождающих ее издержек позволяет сформулировать условие ее сохранения в виде следующего неравенства, которое должно выполняться при соблюдении ряда нижеприведенных ограничений в рассматриваемом периоде его развития:

∑∑{(1 − λ )[C Т

i =1 j =1

]

X jt − ИП t − ИOt ( X jt ) − ИPjt − ИY jt − ИРАЗ (t )} > ПР

(1.1)

где λt - уровень налогообложения налога в году t; Xjt - объем производства продукции j -го вида в периоде t; Cjt - рыночная цена единицы продукции j -го вида в период t; ИПt - постоянные издержки производства продукции j –го вида в период t, не зависящие от его объема; ИOt(Хjt) – плановые издержки реализации продукции j –го вида в период t , зависящие от объема Xjt; ИУjt – плановые издержки управления предприятием в году t , связанные с выпуском j-й продукции; ИPjt - рисковые издержки предприятия при производстве и реализации j –го вида продукции в t – периоде, риски реализации его инвестиционных проектов и т.п.; ИРАЗ(t) – плановые издержки, связанные с реализацией стратегий развития предприятия, т.е. вложения в инвестиции и инновации, в году t. ПР - необходимый «запас прочности» предприятия. Здесь под плановыми издержками понимаются издержки, имеющие место у предприятия в нормальных условиях его работы. В их состав включаются и ожидаемые дополнительные издержки. Под рисковыми – издержки

(включая

случайные

дополнительные),

обусловленные

неопределенностью этих условий и их неблагоприятными изменениями. Как будет показано далее в состав рисковых издержек входят потери предприятия, вызванные проявлением неблагоприятных событий, и затраты, предпринятые в целях сокращения этих потерь. Рисковые издержки имеют переменный характер. Их величина зависит от уровня риска и выбранной стратегии по его снижению. В целом левая часть неравенства (1.1) в фигурных скобках характеризует оставшуюся у предприятия прибыль за период t, а выражение в

квадратных

скобках

–

доход.

Заметим

также,

что

зависимость

рассматриваемых в выражении (1.1) показателей от времени должна

учитывать временное различие соответствующих стоимостей в разных периодов. Не вдаваясь пока в подробное описание различных составляющих, входящих в условие (1.1), отметим основные ограничения, которые необходимо

учитывать

предприятию

ходе

осуществления

своей

производственной и рыночной деятельности. В их состав прежде всего входят: - ограничения по ресурсам производства и рыночного обращения продукции в каждом из рассматриваемых периодов; - ограничения по уровню рисковых издержек с учетом взаимосвязей между уровнем риска и затратами, которые могут быть предприняты в целях его снижения; -

балансовые

ограничения

по

финансовым

потокам,

которые

определяют, что на предприятии, в каждом периоде, величина общего потока пришедших средств должна превышать объем ушедших средств (платежей); - ограничения по технологии производства, задаваемые зависимостями объемов

производимой

продукции

от

используемых

ресурсов

производимых мощностей, примером которых являются производственные функции; - ограничения по производственным мощностям, оцениваемые с учетом их ввода, модернизации и выбытия и ряд других. В

соответствии

неравенством

(1.1),

предприятие

является

устойчивым, если оно выполняется при имеющих место значениях входящих в него составляющих, динамика которых во времени характеризует соответствующие

изменения

внешних

внутренних

условий

его

функционирования и развития. Например, динамика показателя

λt -

характеризует изменение налогов, динамика показателя Cit - рыночные колебания цен на производимые предприятием товары и услуги и т.п.

Рассмотренный в данном разделе материал позволяет сформировать комплекс возможных стратегий развития предприятия в меняющийся рыночной среде, реализация которых направлена на повышение его экономической устойчивости. В целом, эти стратегии имеют своей целью максимизацию

левой

ограничениях, предприятия

что при

части

отражает имеющихся

функционала стремление у

него

(1.1) к

при

отмеченных

максимизации

ресурсах

прибыли

технологических

соотношениях в их расходовании при производстве и реализации продукции, управлении рисками. Эта цель в общем случае может быть достигнута за счет: - увеличения дохода от реализации продукции за счет роста объемов производства и услуг на рынке (при условии наличия соответствующего спроса и благоприятной ценовой конъюнктуры); - снижения издержек предприятия, включая плановые (постоянные) производственные, управленческие, рыночного обращения, трансакционные и переменные рисковые. Однако возможности реализации и эффективность каждой из стратегий тесно связывается с условиями хозяйствования, играющими существенную роль при обосновании ключевых направлений развития производства и снижения издержек и выборе методов управления этими процессами. Например,

условиях

«плановой»

экономики

или

жестко

регулируемого рынка, к которым с определенными оговорками можно отнести и «монопольные» условия деятельности, как правило, вертикально организованных компаний, при решении проблем устойчивости основное внимание уделялось стратегиям снижения производственных издержек, себестоимости продукции на основе регулирования таких факторов как цены на сырье, нормы амортизации, размеры оплаты труда [91]. Планы производства в этом случае обычно предполагаются известными и

относительно постоянными, заданными свыше или установленными в зависимости от сложившегося постоянного спроса на продукцию. В

рыночной

экономике,

характеризующейся

наличием

острой

конкуренции, в последнее время получает развитие стратегический подход к анализу и поиску возможностей повышения устойчивости [92]. Его содержанием является стремление увязать как объем производства, так и издержки со значительно большим количеством факторов, характеризующих условия

результаты

деятельности

предприятий,

находящихся

во

взаимодействии и оказывающих взаимное влияние друг на друга. При этом расширительно трактуются и цели компании. В рыночных условиях эти цели определяются не только стремлением максимизировать свою прибыль, но и укрепить устойчивость компании путем стабилизации всего комплекса отношений, складывающихся как внутри, так и вне ее. Здесь имеется в виду, что нарушение этих отношений может вызвать потерю стабильности процессов производства и реализации продукции, что приведет и к необратимым экономическим потерям в виде недополученного дохода и прибыли. В этой связи компании часто заинтересованы в поддержании рыночного равновесия на основе баланса производства между конкурирующими фирмами.. Ярким примером таких целей является деятельность ГЭС по обеспечению надежной работы энергетической системы, покрытию пиковой нагрузки, поддержанию частоты и выполнению других видов общесистемных услуг, часто в ущерб доходности. Внешние цели по сравнению с прибылью имеют часто больший вес изза своих более серьезных последствий в случае их недостижения. При этом финансовые показатели компании играют важную роль, но их максимизация не является самоцелью. Не менее важным для нее является достижение стратегического успеха через правильное позиционирование на рынке на основе поддержания и развития устойчивого конкурентного преимущества.

В этой связи заметим, что гидроэнергетические компании и объекты в РФ имеют ряд специфических особенностей, обусловленных характером производства электроэнергии и связанных с этим процессом услуг. Они накладывают свой, достаточно специфический отпечаток на выбор и обоснование

их

возможных

стратегий

на

перспективу.

Рассмотрим

особенности этих стратегий более подробно. 1.3.2. Стратегии объектов гидроэнергетики, связанные с увеличением дохода от реализации продукции В соответствии с обозначениями выражения (1.1) доход ГЭС от реализации продукции и услуг на энергорынке за рассматриваемый период времени определяемый как: D = ∑C j ⋅ X j

(1.2)

где Cj – цена за отпускаемую продукцию объемом Xj, зависит от уровня цен за отпускаемою электроэнергию, мощность и услуги, оказываемые ГЭС другим участникам рынка, и их объемов. В

целом

среднесрочные

долгосрочные

прогнозы

цен

на

электроэнергию в РФ свидетельствуют о наличии устойчивой тенденции их роста (до 3.0 цента USA в 2010 г. и до 4-4.5 центов к 2020 г.) при существовании

отмеченного

разделе

1.1

роста

потребностей

электроэнергии в России и за рубежом (более чем на 60%). Заметим, что величина тарифа ГЭС в 2.3-5.2 раза ниже, чем на АЭС и ТЭС (см. раздел 1.2), что определяет значительные преимущества ГЭС перед другими типами станций. Возможный

дополнительный

доход

от

расширения

экспортно-

импортных операций (без учета затрат на организацию) только для единой ГидроОГК оценивается специалистами в $370 млн. при дополнительном объеме экспорта в 20 млрд. кВт.ч.1 1

Автор весьма сдержанно относится к оценкам потенциала экспорта в Китай до 60 млрд. кВтч.

Определенные возможности к увеличению дохода ГЭС за счет роста цен на электроэнергию на внутреннем рынке связаны с формированием либерального оптового рынка электроэнергии, на котором предполагается действие механизма формирования «свободных» цен в рамках ценовых зон, устанавливаемых Правительством. По оценкам специалистов участие только объединенной ГидроОГК в продаже электроэнергии на этих рынках позволит увеличить годовой доход компании на величину порядка 100 млн.$ USA, в том числе на РДД – 60 млн. $, на балансирующем рынке – 25 млн.$. Cнижающим доходы объектов гидроэнергетики фактором является существование ограничений по производству электроэнергии в рамках энергосистемы РФ. Годовая выработка электроэнергии ГЭС не является постоянной величиной. Она меняется в зависимости от объема стока, поступающего в водохранилище, степени его регулирования и условий эксплуатации ГЭС. На объем стока влияет количество осадков, в связи с чем годовая выработка электроэнергии ГЭС может существенно колебаться. Кроме того, вследствие высокой маневренности агрегатов ГЭС (для включения остановленного агрегата и набора полной нагрузки обычно требуется не более 2 мин.) они обычно работают в режимах, отличных от оптимальных, обеспечивая достижение общесистемных целей, таких как покрытие

пиковой

части

графика

нагрузки,

регулирование

частоты

электрического тока в системе, в качестве резерва для выработки реактивной мощности в системе синхронного компенсатора и ряда других. Различные режимы работы ГЭС обеспечиваются, в основном, регулированием стока. К основным видам регулирования стока относят: суточное, недельное, годичное и многолетнее. Суточное

регулирование

предназначено

для

обеспечения

неравномерного расхода воды через агрегаты ГЭС в соответствии с

требованиями

суточных

колебаний

нагрузки

энергосистемы

при

сравнительно постоянном в течение суток притоке воды. В рамках этого процесса в часы малой нагрузки ГЭС в верхнем бъефе запасается избыточный приток, а в часы повышенной нагрузки он срабатывается. Такой режим позволяет обеспечить более экономную работу тепловых и атомных станций, покрывающих базовую часть графика потребности в электроэнергии. Недельное регулирование обеспечивает переменное потребление воды агрегатами ГЭС в течение недели в соответствии с недельными колебаниями нагрузки энергосистемы. В выходные дни нагрузка падает и ГЭС снижает свою мощность, накапливая избыток воды в водохранилище. Благодаря годичному регулированию сток воды перераспределяется в течение года в соответствии с сезонными потребностями энергосистемы и водопользователей. В многоводные периоды водохранилище наполняется, а в маловодные – срабатывается. Для осуществления такого режима объем водохранилища ГЭС должен составлять 40-60% среднегодового стока. Многолетнее регулирование имеет своей целью увеличение расхода воды ГЭС и выработки электроэнергии в маловодные годы за счет стока многоводных лет. Кроме того, ГЭС может осуществлять трансформацию паводков и половодий с целью задержки пиковой части паводка и уменьшения наводнения на реке ниже водохранилища, а также компенсирующее регулирование и контррегулирование на каскадах ГЭС. Компенсирующее

регулирование

производится

верхним

водохранилищем каскада ГЭС, чтобы компенсировать неравномерность притока с промежуточного водозабора между створами водохранилища и ГЭС. Кроме того, различают аварийное регулирование воды при авариях в энергосистеме.

этом

случае

ГЭС

использует

накопленную

водохранилищем

воду

для

покрытия

дополнительной

нагрузки

до

ликвидации аварии. Все виды регулирования обычно осуществляются в рамках имеющихся ограничений

по

судоходству,

рыбному

хозяйству,

сохранению

биологического разнообразия, водозабору и т.п. Особый вид услуг, связанный с суточным аккумулированием энергии в энергосистеме, оказывают гидроаккумулирующие электростанции (ГАЭС). Они покрывают пики графика нагрузки и обеспечивают потребление дешевой энергии в провалы этого графика, выравнивая режимы работы ТЭС и

АЭС.

Их

высокая

маневренностью значительным

эффективность

оборудования

регулировочным

обеспечивается

турбинном диапазоном

повышенной

насосном

нагрузки

режимах, емкости

аккумулирования. Заметим, что при условии роста потребностей в электроэнергии на рынке,

обусловленной,

например,

его

либерализацией,

расширением

возможностей экспортных операций с электроэнергией, значительная часть ограничений на производство электроэнергии для ГЭС, в основном связанных с обеспечением надежности ТЭС и АЭС в энергосистеме РФ, могут быть сняты. В этом случае ГЭС могли бы шире участвовать в покрытии базовой части нагрузки, что принесло бы им дополнительные доходы. Рациональное регулирование стока может позволить в определенной степени повысить доходность выработки электроэнергии ГЭС за счет формирования рационального соотношения между ее объемами и ценой. Однако очевидно, что этот вид управления не способен компенсировать потери объектов гидроэнергетики, обусловленных их «уходом» из базовой части графика нагрузки. На наш взгляд, такая компенсация может быть достигнута на основе оплаты ГЭС услуг, оказываемых электростанциям других типов (ТЭС и АЭС) и энергосистеме в целом. Однако, следует

отметить, что в настоящее время рынок таких услуг еще окончательно не сформирован и вопросы ценообразования за них не отрегулированы, что предопределяет

существование

достаточно

высокой

степени

неопределенности в оценках доходов и прибыли ГЭС и затрудняет формирование их стратегий устойчивого развития, основанных на росте объемов продаж электроэнергии и оказываемых услуг, в первую очередь, представления резервов мощности для регулирования частоты, напряжения и реактивной мощности. По оценкам специалистов оплата системных услуг и мощности позволит только объединенной ГидроОГК увеличить свой годовой доход на 12 млн.$ USA (системных услуг – 8 млн. $ USA, мощности – 4 млн. $ USA). Особое место среди этих услуг занимает регулирование частоты

энергосистеме, осуществляемое в целях повышения ее надежности. Для восстановления частоты необходимо выравнивать баланс мощности в энергосистеме путем увеличения или уменьшения мощности, развиваемой агрегатами электростанции. Это осуществляется за счет специально выделенных агрегатов, регулирующих свою мощность автоматически или по команде диспетчера энергосистемы. На таких агрегатах часть мощности резервируется для догрузки или разгрузки. Третьим направлением регулирования в гидроэнергетике являются режимы производства и реализации электроэнергии, мощности и услуг на рынках свободной торговли (сектора свободной торговли, рынка системных услуг и балансирующего рынка). Целью такого регулирования является увеличение прибыли за счет более удачного «приспособления» режимов работы ГЭС к меняющимся условиям свободного рынка. ГЭС в рамках установленных для нее ограничений по технологии, водности, графику нагрузки и т.п., иногда имеющих характер «коридора», определяет рациональные для нее объемы производства электроэнергии, мощности и

услуг, позволяющие реализовать «продукт» на соответствующих рынках на более выгодных условиях с учетом его себестоимости. Таким образом при ограниченности возможностей получения эффекта от

масштаба

производства

на

предприятиях

гидроэнергетики

более

значительный эффект в повышении их устойчивости на основе роста прибыли может быть получен в рамках совершенствования системы управления производственной и рыночной деятельностью ГЭС с учетом особенностей работы локальных, территориальных и единой энергосистем в условиях формирующихся рынков электроэнергии и мощности. Целью такого управления является оптимизация (рационализация) режима работы ГЭС в рамках ограничений, обусловленных природными, технологическими и рыночными факторами. Значимость оптимизации режима работы ГЭС в рамках электроэнергетической отрасли определяется тем, что электроэнергия производится на самых разных по технологии и мощности электростанциях, кривая предельных издержек у большинства из них не имеет непрерывного характера. Кроме того, отрасли в целом присущ выраженный эффект масштаба. Это связано с тем, что нагрузки потребителей постоянно и в широких пределах меняются, что обусловливает необходимость постоянных изменений и в составе генерирующих установок для соблюдения баланса активной мощности. Это сопряжено со значительными издержками на остановку и запуск агрегатов и блоков при падении спроса на электричество и его повышении. Их снижение в энергосистеме в целом связывается с оптимизацией экономическим

состава

различных

характеристикам

по

своим

электростанций

технологическим (блоков)

рамках

соответствующих режимов работы всей системы. Особым источником дохода ГЭС может стать их участие в деятельности промышленных предприятий других энергоемких отраслей и, в частности, алюминиевой промышленности на особых условиях путем продажи электроэнергии по ценам ниже рыночных, обеспечивающим этим

предприятиям получение устойчивой прибыли на рынке и поддержание конкурентоспособности. Так, по оценкам специалистов, выплавка алюминия становится неконкурентоспособной при цене электроэнергии свыше 2.5 цент USA/кВт.ч. Производя относительно недорогую электроэнергию, ГЭС, используя монополию

на

водные

ресурсы,

может

заключать

долгосрочные

субсидированные контакты на поставки электричества на предприятия, выплавляющие алюминий, по ценам ниже рыночных. Контакты могут заключаться на условиях субсидии (простые), на условиях получения части прибыли от реализации металла на рынке, на условиях беспроцентного кредита, получения налоговых льгот и других вариантов субсидий. Примерами таких контактов является соглашение Statkraft c Norst Hudro oт 1950г. на 1250мВТ по цене менее 1.0 цент USA/кВТ.ч (простые субсидии), контракт между Abcan и Hudro-Quebec (2.8 центов USA\кВТ.ч) с проплатой скрытых возможностей его приостановки и некоторые другие. Обобщая изложенный выше материал, отметим, что увеличение доходов ГЭС при реализации продукции может быть достигнуто за счет: - рационализации

соотношения

цена/объем

произведенной

электроэнергии на основе рационального регулирования

режима

работы электростанций; - использования

выгодных

механизмов

продажи

электроэнергии

(мощности) типа РСВ и т.п.; - предоставления

специальных

монопольных

услуг

(обеспечение

системной надежности) на рынке электроэнергии по согласованным ценам; - увеличения объемов производства (например, при либерализации экспорта электроэнергии); - продажи электроэнергии по субсидированным ценам энергоемким предприятиям.

1.3.3. Стратегии снижения издержек ГЭС Снижение издержек в условиях рыночных отношений является одной из

приоритетных

стратегий

устойчивого

развития

промышленных

предприятий. Либерализация электроэнергетического рынка повышает значимость этой стратегии и для объектов гидроэнергетики. Дело в том, что при существующем до недавнего времени механизме формирования тарифов по схеме «затраты +» ее реализация не давала электроэнергетическим объектам никаких преимуществ. Они появились после введения в действие Постановления Правительства N529 от 11 июля 2001 г. «О реформировании электроэнергетики

РФ»,

предполагающего,

что

экономия

на

производственных издержках в течение определенного времени не должна изыматься через тарифное регулирование и может быть использована на собственные нужды электроэнергетической компании, а тарифы будут расти в дальнейшем в меру инфляции. В результате уже до 2006 г. многие энергосистемы предполагают снизить свои производственные издержки в 1,5-2 раза, а некоторые и в 4-е раза [115, 116]. Об эффективности стратегии снижения производственных издержек в холдинге РАО «ЕЭС Россия» в целом свидетельствуют следующие данные. В 2001-2003 гг. общий объем сокращения затрат составил 46,8 млрд. руб. или более 5% объема товарной продукции Холдинга. Только в 2003 г. издержки уменьшились на 20,0 млрд. рублей, в том числе за счет оптимизации расходов на оплату труда – 31%, расходов на ремонты и материалы – 17%, снижение потерь электроэнергии – 14%, 24% - получено за счет снижения удельных расходов топлива. Однако, как следует из выражения (1.1), речь должна идти не только о производственных издержках. В связи с проблемой выбора стратегии по снижению издержек ГЭС рассмотрим их классификацию, принимая во внимание при ее формировании 69

такие признаки как вид деятельности, продолжительность существования и характер издержек. По виду деятельности издержки целесообразно разделить на: - производственные (в рамках производства); - внепроизводственные (сбытовые и трансакционные, возникающие в рамках рыночных отношений организации и ее деятельности в рыночной среде); - управленческие (возникающие в сфере управления производственной и внепроизводственной деятельностью организации); - организационные (частично включающие в себя и управленческие; уровень этих издержек зависит от степени соответствия организационной структуры компании характеру производственной и внепроизводственной деятельности); - учетно-финансовые (возникающие из-за несовершенства систем учета и управления финансовыми потоками); - рисковые (частично включающие в себя и другие виды издержек. Их величина определяется уровнем существующей опасности, характером рыночной деятельности и качеством системы управления рисками). По времени существования издержки целесообразно разделить на краткосрочные (имеют место и возмещаются в период до одного года) и долгосрочные (по срокам возмещения более года). Соотнесение тех или иных издержек с периодом их существования позволяет рационализировать деятельность по их снижению и период времени получения соответствующего эффекта. По характеру издержки могут различаться на плановые, включая и плановые

трансакционные,

сверхплановые.

Плановые

издержки

предопределены в рамках ожидаемого режима функционирования объекта в известных

условиях.

обусловленный

Сверхплановые

случайностью

имеют

вызвавших

их

случайный причины.

характер, При

этом

свехплановые издержки могут иметь различное содержание. К ним относятся и дополнительные затраты на реализацию деятельности и недополученная прибыль. В этой связи отметим, что сверхплановые издержки являются особым видом рисковых издержек (издержек управления рисками). В

отношении

производственных

издержек

ГЭС

заметим,

что

характерной чертой объектов гидроэнергетики (за исключением, пожалуй, малых ГЭС) является высокая стоимость внеоборотных средств (основных средств, нематериальных активов (НМА) и долгосрочных финансовых вложений (ДФВ)) и особенно основных средств. Если в целом по отрасли внеоборотные

средства

составляют

70-85%,

оборотные

15-30%

соответственно, то в гидроэнергетике уровень внеоборотных средств составляет свыше 90% при подавляющей доле в них основных средств. При

этом

характеризуются,

основные

средства

по сравнению

гидроэнергетических

объектов

с другими типами электростанций,

повышенной долей пассивных фондов по сравнению с активными. В среднем капвложения в строительно-монтажные работы на ГЭС достигают 80%, а в оборудование – около 20%. Для сравнения заметим, что на АЭС соотношение между этими видами основных средств составляет 40 и 60%, а на ТЭС – 60 и 40% соответственно [131]. Оборотные средства электроэнергетических предприятий разделяются на

нормируемые

ненормируемые.

нормируемым

относятся

производственные запасы, незавершенное производство, расходы будущих периодов и готовая продукция, находящаяся на складах. К ненормируемым – денежные средства предприятия, средства в расчетах и отгруженная продукция. В структуре нормируемых оборотных средств ГЭС основное место занимают вспомогательные материалы (свыше 30%), запасные части (около

40%),

прочие

нормируемые

средства,

включая

абонентскую

задолженность (около 30%) при минимальной доле расходов на топливо (исключение ГАЭС), оплату за воду на технологические нужды и т.п.

Заметим, что на ТЭС оплата топлива в составе нормируемых оборотных средств превышает 21%. Особенности структуры средств ГЭС накладывают определенный отпечаток на характер стратегии по снижению издержек производства электроэнергии. В

общем

случае

при

рассмотрении

возможностей

снижения

производственных издержек предприятия особое значение имеет анализ пропорций

пропорциональных

непропорциональных

(условно-переменных)

(условно-постоянных)

затрат,

что

обусловлено

различиями характера их зависимости от изменения объема производства и их влияния на себестоимость. Условно-переменные затраты, к которым в общем случае относят затраты материалов и сырья, топлива и энергии, дополнительную заработную плату, «цену» воды (рентные или другие платежи за пользование этим природным ресурсом) и другие виды издержек, прямо воздействующих на объем

выпуска

продукции,

непосредственно

переносятся

на

ее

себестоимость. Условно-постоянные эксплуатационные

расходы,

затраты,

независящие

которым от

объемов

относятся

все

произведенной

продукции (амортизационные отчисления, затраты на основную заработную плату и начисления на нее, затраты на плановые ремонтные работы, накладные расходы по осуществлению административно-хозяйственной деятельности, финансово-информационному обеспечению и некоторые другие, а также периодические расходы, связанные с организацией нового производства и внедрением новых технологий), в себестоимость переносятся с учетом объема произведенной продукции. Чем больше этот объем, тем меньше доля условно-постоянных затрат в ее себестоимости. Этот вывод подтверждается следующими обобщенными выкладками.

В общем случае уровень себестоимости может быть оценен на основании следующего выражения [66]. S = ИC/Х = ПИ/Х + К,

(1.3)

где S – себестоимость продукции; ИC – совокупные издержки; ПИ – постоянные издержки; Х – объем продукции; К – доля переменных издержек на единицу продукции. Из выражения (1.3) непосредственно вытекает, что увеличение объемов производства,

при

прочих

равных

условиях,

ведет

снижению

себестоимости продукции, а следовательно, к росту прибыли. В этой связи заметим, что ГЭС, характеризующиеся наиболее высоким уровнем условно-постоянных затрат вследствие значительных удельных капитальных вложений, обладают и значительным потенциалом в виде положительного эффекта от масштаба производства, поскольку стоимость электроэнергии значительно превышает их условно-переменные издержки. Однако реализация этой стратегии, как было отмечено выше, ограничивается водным режимом, условиями судоходства, необходимостью выполнения функций по обеспечению устойчивости энергосистемы и рядом других ограничений. В целом по РАО ЕЭС в 2002 г. структура затрат ГЭС холдинга на производство и реализацию продукции составила (в %): -

материальные затраты – 30%, в т.ч. работы и услуги сторонних организаций – 11,8%;

затраты на оплату труда с отчислениями – 17%;

амортизация основных средств – 35%;

прочие затраты

- 18%.

Для сравнения заметим, что в целом по холдингу материальные затраты составили 52,1% (на АЭС – 59,5, на ТЭС – 69,2), амортизация – 9,5% (на АЭС – 9,0, ТЭС – 8,0), топливо – 30,4% (АЭС – 26,9, ТЭС – 57,4). Здесь следует отметить, что значительная часть материальных затрат и услуг производственного характера на ГЭС обусловлены изношенностью оборудования. В масштабах РФ около 45-50% из установленных на них действующих гидроагрегатов полностью исчерпали свой ресурс. По оценкам специалистов Минэнерго РФ к 2010 г. доля турбин и генераторов ГЭС, отработавших свой нормативный срок, возрастает до 78% по мощности и 84% по количеству агрегатов. Из-за изношенности оборудования уже в настоящее время: - фактические простои гидроагрегатов в ремонтах в последние годы в 3-5 раз превышают нормативные сроки; - сокращается межремонтный период (на некоторых ГЭС до 2-2,5 лет, вместо нормативных 5-7); - недоиспользуются мощности ГЭС при прохождении годового максимума нагрузки (до 12-14%). На некоторых ГЭС

доля затрат на ремонтное обслуживание

оборудования в себестоимости составляет 25-40%. В результате из-за длительных простоев снижается средневзвешенное КПД оборудования ГЭС, что значительно уменьшает возможности получения эффекта от роста объемов

производства

электроэнергии

из-за

недоиспользования

установленной на ГЭС мощности. Приведенные

данные

свидетельствуют

том,

что

снижение

эксплуатационных затрат на ГЭС в условиях роста изношенности оборудования не может рассматриваться в качестве эффективной стратегии снижения производственных издержек. Более того, увеличение степени его износа сведет к нулю всю экономию, получаемую за счет совершенствования организации ремонтных работ. В этих условиях значительно больший

эффект в виде роста дохода и прибыли ГЭС может быть достигнут за счет инвестирования средств в замену и модернизацию активной части фондов. Это также позволит снизить риски производственных аварий, вызванных отказами оборудования, и уровень связанных с ними потерь производства электроэнергии мощности. Определенные возможности снижения материальных затрат ГЭС могут иметь место в результате совершенствования их организационной структуры и

связанной

ней

гидроэнергетики.

системы

Целью

управления

деятельностью

совершенствования

объектов

организационно-

управленческой структуры ГЭС в общем случае является снижение издержек управления, которые характеризуются достаточно разнородной структурой. В общем случае к ним можно отнести: а) издержки, вызванные несоответствием организационной структуры предприятия рациональным (оптимальным) условиям функционирования отдельных его элементов и связанными с этим дополнительными расходами на управление их деятельностью; б) издержки, обусловленные несовершенством структуры самой системы управления. Эти издержки проявляются в виде снижения доходности и прибыли из-за принятия неправильных, несвоевременных управленческих решений, роста расходов на управление. Совершенствование организационной структуры предприятия в общем случае

возможно

по

следующим

направлениям:

реструктуризация,

объединение и рационализация внутренней структуры. Пример стратегии объединения при создании единой гидроОГК был рассмотрен в разделе 1.2. В гидроэнергетике, как и в других энергетических отраслях, реструктуризация оказывающих энергетики

основном

связывается

электроэнергетическим ремонтно-сервисные

выделением

компаниям

услуги

структур,

непрофильные

капитального

характера,

для в

самостоятельные хозяйствующие субъекты с целью повышения качества этих услуг и снижения затрат, обусловленных содержанием этих структур в рамках компаний. Причины такой реструктуризации состоят в том, что попытки на начальном этапе экономических реформ использовать, так называемый, хозяйственный способ ремонта1, привели к галопирующему росту

расходов

на

неквалифицированного

ремонтные ремонтного

нужды, персонала,

росту

численности

сворачиванию

научно-

технических программ в области техники и технологии ремонтов и, как следствие, к снижению их качественных и количественных показателей, росту

издержек

ухудшению

технико-экономических

показателей

энергопредприятий. Последствия такой реструктуризации состоят в том, что значительный спрос

на

ремонтно-сервисные

услуги

со

стороны

многочисленных

электроэнергетических объектов и достаточное количество ремонтных предприятий позволяет сформировать конкурентный рынок в этой сфере деятельности с сильными мотивами для повышения: а) качества ремонтносервисных услуг на основе внедрения в практику новейших достижений научно-технического прогресса и б) заинтересованности персонала в результатах своего труда при его сдельной оплате. Повышение

качества

ремонтных

работ

связывается

ростом

конкуренции в этом виде деятельности, которая приведет к формированию научно-технической базы в виде научно-производственных комплексов, совместных предприятий, инжиниринговых компаний и научных центров, занимающихся вопросами повышения качества и производительности ремонтных технологий. Все это позволит электроэнергетическим компаниям: а) сократить штат сотрудников и снизить расходы по заработной плате; б) уменьшить управленческие расходы за счет уменьшения затрат на управление деятельностью ремонтно-сервисных служб, ранее находившихся в структуре энергетической компании; 1

Ремонтные службы входят в структуру электроэнергетической компании.

в) снизить расходы по содержанию и обслуживанию «ремонтных» активов; г) повысить надежность работы действующего энергооборудования, продлить сроки его безаварийной работы и снизить риски техногенных аварий. Предполагается, что в условиях рынка рост цен на ремонтные услуги будет не столь значительным по сравнению с ростом их качества, что и явится основным фактором снижения издержек электроэнергетических компаний. Отметим, что затраты, связанные с капитальным ремонтом и услугами, могут быть снижены также за счет повышения качества управления ремонтными работами электрооборудования на основе управления их очередностью путем улучшения диагностики оборудования и оптимизации распределения финансовых ресурсов. В этой связи интегральным показателем качества ремонтных работ должен стать коэффициент эффективности ремонта, равный отношению улучшения технико-экономических показателей (ТЭП) энергооборудования в результате ремонта (надежность + экономия топлива, электроэнергии и других материалов в стоимостном выражении) к затратам на проведение ремонта. Заметим, что стратегия реструктуризации в гидроэнергетике, связанная с выделением ремонтно-сервисных служб в самостоятельные предприятия и формирования рынка этих услуг в РФ, является определенным возвратом в прошлое (до середины 90-х годов), когда ремонтные услуги энергетическим компаниям

оказывали

рыночно-ориентированные

предприятия

Мосэнергоремонт, Ленэнергоремонт, Сибремэнерго, Востокоэнергоремонт, Севэнергоремонт.

Качество

ремонта

обеспечивалось

использованием

подрядного способа его организации и сдельной системы оплаты труда. Однако, возникшие в середине 90-х годов потоки «неплатежей» и

«первобытные» товарные отношения практически полностью разрушили рынок этой сферы деятельности, а «ссудный процент» государства на кредиторскую задолженность уничтожил и производителей этих услуг. В этих

условиях

энергопредприятия

вынуждены

были

сосредоточить

ремонтные службы в своих структурах, что, однако привело к росту ремонтных издержек. Начальный этап реструктуризации ремонтносервисных подразделений в рамках Холдинга «РАО "ЕЭС России"» в целом позволяет говорить об эффективности

этой

стратегии.

Количество

ремонтного

персонала,

занимающегося капитальным ремонтом электрооборудования Холдинга, в 2004 г. по сравнению с 2003 г. снизилось примерно на 8 тыс. человек. Подрядный способ ремонта оборудования достиг в 2004 г. 64% против 50% в 2003 г. На ряде электростанций и АОэнерго этот показатель составил 70-85% (Костромская ГРЭС, Псковская ГРЭС, ОАО «Тюменьэнерго» и другие). На независимых ремонтных предприятиях растет производительность труда. В частности, на «Гидрогенерации», где реформирование ремонтов проведено в 2003 г. опережающими темпами, в настоящее время производительность труда в 1,5 раза превышает среднеотраслевой уровень. Значительно возросла производительность труда в сфере текущего ремонта на электростанциях (~ на 30%). В целом, можно говорить о том, что стратегия реструктуризации в гидроэнергетике может принести определенный эффект. Однако для гидроэнергетических компаний и объектов она не может рассматриваться в качестве основной при решении проблемы повышения их устойчивости вследствие ограниченности получаемого эффекта. Его величина может быть определена

как

сумма

снижения

связанных

таким

выделением

управленческих расходов и потерь от простоев и аварий энергооборудования. Практика показывает, что общая величина среднегодового эффекта от

реструктуризации может составлять в пределах 2% от общей суммы среднегодовых затрат на производство и реализацию продукции. В этой связи отметим, что стратегия объединения, рассмотренная в разделе

1.2

на

примере

единой

гидроОГК,

представляется

для

гидроэнергетических объектов значительно более эффективной. Реорганизация внутренней структуры предприятия часто имеет целью формирование

эффективной

системы

отношений

между

его

подразделениями, позволяющей снизить как издержки, связанные с производством и реализацией продукции, так и с управлением. В частности, примером такой реорганизации является формирование подразделений на основе концепции «стратегической бизнес единицы» (Separate Business Unit – SBU) [65, 71]. Учитывая тот факт, что эффективность управления напрямую зависит от качества используемой информации, особое внимание при формировании систем

управления

современными

предприятиями

должно

уделяться

системам учета и контроля за результатами деятельности их подразделений и особенно внутреннему управленческому учету. Система управленческого учета, основанная на информации сегментарного учета и отчетности, позволяет руководителям всех уровней реализовывать одну из главных управленческих функций – функцию контроля за выполнением принятых решений. На наш взгляд, имея в виду состав подразделений ГЭС, можно говорить о возможности реализации концепции SBU) на отдельной электростанции в рамках вспомогательных производств по ремонту оборудования (текущему и капитальному, если последний не выделен в качестве

самостоятельного

предприятия),

снабжению

материалами

запасными частями, транспортному обслуживанию и т.п. Однако значимость такой

стратегии

повышении

устойчивости

компании

также

не

представляется достаточно высокой, учитывая относительно незначительную

долю расходов на эти виды деятельности (см. приведенные выше цифры по эффективности реструктуризации служб капитального ремонта). Значительно больший эффект, на наш взгляд, может быть получен при реализации

концепции

SBU

рамках

единой

ГидроОГК,

путем

формирования бизнес-единиц на базе отдельных предприятий (ГЭС), учитывая, что в этом случае значительно расширяются возможности маневрирования производственными мощностями, ресурсами проведения более рациональной политики на рынках электроэнергии и системных услуг, снижения производственных, рыночных, погодных и ряда нефинансовых рисков.

При

этом

однако,

возникает

проблема

формирования

соответствующей такой структуре системы управления, основной целью которой должно стать решение общесистемных задач, функционирования и развития как всей компании, так и отдельных ее элементов. Одним из важнейших направлений снижения издержек ГЭС и, соответственно, системы

увеличения

финансового

их

доходов

обеспечения

является

их

совершенствование

деятельности

на

основе

рационализации финансовых потоков и повышения качества финансового учета. Рациональное распределение этих потоков по величине, временным периодам, видам деятельности ГЭС с учетом различий в стоимости финансовых ресурсов в разные периоды времени позволяют увеличить доход ГЭС, повысить рыночную стоимость электроэнергетической компании, стоимость ее акций. Особенно потоками

значительный

может

быть

эффект

достигнут

при при

управлении разработке

финансовыми и

реализации

инвестиционных проектов. В общем случае в гидроэнергетике можно выделить два типа инвестиционных проектов:

- инвестиции в строительство новых ГЭС. В настоящее время только для завершения строительства ГЭС в Сибири и на Дальнем Востоке требуется 2 млрд.$ США; - инвестиции в модернизацию замену и обновление оборудования, укрепление гидротехнических сооружений. В частности, с учетом того, что из 45,3 ГВт установленной мощности ГЭС около 60% гидроагрегатов отработало нормативный срок службы (свыше 40 лет), в ближайшие 10 лет в гидроэнергетике РФ для реализации инвестиционных проектов, связанных с модернизацией и обновлением оборудования, требуется примерно 100 млрд. рублей, в том числе для проекта по комплексной реконструкции с заменой гидроагрегатов и внедрением АСУТЛ – 75 млрд. рублей, по частичной реконструкции с заменой, основных узлов и внедрением АСУ ТП – 15 млрд. рублей, по модернизации отдельных узлов соответственного оборудования, систем автоматики – 9 млрд. рублей. Возможности снижения издержек для тех и других инвестиционных проектов связываются, во-первых, с обоснованием и выбором наиболее эффективного варианта проекта, а, во-вторых, с рационализацией его финансового обеспечения, принимая во внимание тот факт, что финансовые средства вкладываются в проект по мере его реализации и финансирование проекта растягивается во времени. Оптимизация распределения финансовых ресурсов по их источникам (собственные и заемные), времени и составу выполняемых работ по проекту с учетом их взаимной увязки позволяет уменьшить размеры выплат по кредитам, снизить риски приостановки и прекращения реализации проекта из-за временной нехватки финансовых ресурсов вследствие превышения объема потока исходящих средств над их притоком. В частности, статистика свидетельствует, что при реализации высокозатратных проектов преимущество обычно отдается собственным инвестиционным

ресурсам

по

сравнению

заемными.

среднем

укрупненное

соотношение

внутренних

внешних

источников

финансирования по высокозатратным проектам составляет 70:30, по среднезатратным - 50:50 [58, 73]. Стремление довести долю внешних финансовых источников до 70-80 при наличии допуска к внешним ресурсам ведет к подрыву финансовой устойчивости компании. Отметим, что западные компании, фонды и банки часто идут на реализацию подобных проектов, требуя страхования собственных рисков путем залога акций компании - устроителя проекта. В этом случае при снижении его доходности они получают возможность приобрести

предприятие

Очевидно,

что

ситуация

такая

собственность

практически

неприемлема

для

за

бесценок.

отечественной

гидроэнергетики, что предопределяет актуальность формирования схем финансирования

проектов,

не

снижающих

(и

даже

повышающих)

финансовую устойчивость гидроэнергетических компаний. Соотношение между заемными и собственными средствами получило в экономической литературе термин «рычага капитала» (capital gearing) [78]. Экономическая сущность проблемы выбора этого соотношения определяется тем, что увеличивая долю заемных средств компания -устроитель проекта увеличивает свой финансовый риск, в том числе и по причине того, что инвесторы за повышение риска обычно требуют и более высоких компенсаций в виде процентов за ссуды. Однако при определенных условиях низкий уровень финансового рычага также может быть невыгоден. Нехватка средств может вести к увеличению сроков реализации проекта. При низком уровне ставки кредитов (меньше чем уровень дивидендов от проекта) предприятие получает дополнительную прибыль от привлечения заемных средств. На практике эффективные пропорции между собственным и заемным капиталом часто зависят от соотношения между ставками дисконтирования и процентных платежей, например, если критерием оценки является показатель

ЧДД (NPV). Фирма-устроитель проекта в соответствии с принятыми законодательными актами и сложившейся практикой привлечения и использования инвестиционных ресурсов может в определенных пределах выровнять норму дисконта и согласовывать процентные ставки по кредиту, устанавливая их как выше, так и ниже процентной ставки рефинансирования Центрального Банка. Это, например, может снизить собственные издержки фирмы на наиболее капиталоемких этапах реализации проекта (обычно начальном). В рамках инвестиционных проектов по модернизации и замены оборудования на объектах гидроэнергетики определенное сокращение оттока финансовых ресурсов может быть получено за счет выбора рациональных схем амортизационных отчислений. Заметим, что в общем

случае

амортизационные отчисления могут: а) накапливаться в активах, которые затем

используются

при

восстановлении

производственных

фондов

(списание старых и приобретение новых); б) направляться на реинновацию действующего производства (ремонт оборудования и т.п.); в) использоваться по совмещенной схеме (а+б). При этом амортизационные отчисления не могут быть использованы на другие цели проекта (выплату зарплаты, погашение задолженности, покупку сырья и т.п.). Совершенствование амортизационной политики обычно связывается с выбором рационального способа начисления амортизации и ее учета в себестоимости выпускаемой продукции и реализации стратегий реновации [47, 59, 66, 89]. В научных исследованиях, посвященных проблемам амортизации, отмечается, что, несмотря на возможность применения различных методов начисления

амортизации,

эффективная

амортизационная

политика

характеризуется оптимальным амортизационным сроком службы различных категорий

основных

средств,

зависящим

от

степени

устойчивости

предприятия [89].

Для

предприятий

устойчивым

финансовым

положением

предпочтительней сокращать срок амортизации. И наоборот, чем выше уровень текущих затрат и ниже предполагаемый уровень дохода по периодам эксплуатации оборудования, тем предпочтительней является снижение уровня нормы амортизации и, соответственно, увеличение ее срока. По

нашему

мнению,

важнейшим

фактором,

определяющим

продолжительность амортизационного срока, является стоимость основных средств, соотнесенная с объемом производимой продукции. Чем больше это соотношение, тем больше должен быть срок амортизационных отчислений. Данный

вывод

основан

на

том,

что

амортизационные

отчисления

включаются в себестоимость выпускаемой продукции и, следовательно, учитываются в удельных производственных затратах. Увеличение срока амортизации непосредственно приводит к их снижению. Рост объема выпускаемой продукции при постоянных удельных затратах ведет к увеличению общего объема производственных издержек. Таким образом, в составе производственных издержек стоимость авансированного капитала и объем производимой продукции являются факторами с противоположной динамикой в отношении к сроку амортизации. Выбор рациональной амортизационной политики промышленного предприятия прежде всего предлагает: - рациональную переоценку основных средств; - выбор рационального способа расчета амортизационных отчислений. За счет этого должен быть обеспечен дополнительный прирост прибыли предприятия на основе рационализации потоков платежей и восстановления основных средств. Однако рационализация амортизационных отчислений не может рассматриваться в качестве основной стратегии повышения устойчивости гидроэнергетических объектов в связи с относительной незначительностью получаемого эффекта. Расчеты, проведенные по некоторым предприятиям

показывают, что выбор рационального метода начисления амортизации позволяет получить дополнительный эффект в виде уменьшения простой нормы доходности на вложенный капитал до 5% [21]. Меньшая величина нормы доходности на вложенный капитал характеризует более высокое качество процесса восстановления активной (вложенной в производственные фонды) инвестиционного капитала, так как с понижением нормы доходности уменьшаются

издержки

на

реновацию

капитала

увеличиваются

возможности по альтернативному использованию (по более высокому проценту) амортизационного фонда. На наш взгляд, особое значение для гидроэнергетических объектов, на наш

взгляд,

имеют

стратегии

снижения

рисковых

издержек.

Это

обусловлено, во-первых, значительным количеством разнородных по составу рисков, сопровождающих их деятельность, во-вторых, значительным размером возможных потерь, которые могут иметь место в случае проявления «рисковых», т.е. неблагоприятных событий, и в-третьих, разным характером концепций и методов управления рисками, что обусловливает выделение этой деятельности в самостоятельную группу управленческой деятельности, особым образом встроенную в общую систему управления гидроэнергетическим предприятием.