Электроэнергетика – базовая отрасль российской экономики (стр. 3 )

Из за большого объема этот материал размещен на нескольких страницах:
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21

Рис. 1.3.1. Организационная структура отрасли, сложившаяся к 2000 г.

Параллельно с процессом разгосударствления менялась система ценообразования в электроэнергетике. С 1992 г. отменен действовавший прейскурант цен на электрическую и тепловую энергию и введено государственное регулирование тарифов. Новый механизм основывался на принципах самофинансирования энергоснабжающих организаций, возмещения ими нормативных затрат на производство и распределение энергии (включая средства на инвестиции), а также обеспечения экономически обоснованной прибыли. Право регулирования тарифов на электрическую и тепловую энергию, отпускаемую потребителям регионов, закреплено за органами региональной власти, от которых в результате стало зависеть финансовое положение энергокомпаний.

Другая важнейшая тенденция первой половины 1990-х гг. — сокращение государственного финансирования отрасли. В результате к середине 1990-х гг. бюджетные инвестиции сократились до незначительного уровня. В сложившейся ситуации энергетические компании не имели достаточных источников для обеспечения воспроизводства основных фондов. Кредиты, а тем более частные инвестиции в неустойчивой макроэкономической среде того времени, в условиях непрозрачности энергокомпаний и высоких регуляторных рисках были невозможны. Средства с финансового и фондового рынка не поступали в значимых для отрасли объемах. Что касается тарифов, то на протяжении 1990-х и начала 2000-х гг. к основным задачам государственной экономической политики относилось сдерживание высокой инфляции. Поэтому тарифы на электрическую и тепловую энергию, как правило, занижались по сравнению с экономически обоснованным уровнем.

Еще более тяжелой проблемой стали неплатежи и бартер, которые в 1990-е гг. приобрели массовый характер во всей экономике, и в электроэнергетике в особенности. Потребители часто недоплачивали или вовсе не платили за поставленную электроэнергию. Денежный оборот был в значительной степени разрушен. Возможность добиваться оплаты поставленной электроэнергии ограничивалась государством: запрещалось отключать определенные категории потребителей, перечень которых расширялся. В результате в 1990-х гг. объем инвестиций в энергетику резко сократился. Если в 1980-х гг. в среднем ежегодно вводилось 10—12 ГВт генерирующих мощностей, то в 1990-х — примерно 1 ГВт.

К середине 1990-х гг. государство стало уделять основное внимание формированию новых экономических отношений, созданию системы регулирования отрасли, которая должна была прийти на смену устаревшим механизмам централизованного директивного управления энергетическими предприятиями. В 1994—1998 гг. появились базовые правовые акты, регулирующие новые экономические отношения в отрасли. Был принят ряд федеральных законов. Появились нормативные документы, регламентирующие функции энергоснабжения, устанавливающие основы ценообразования на энергию, систему лицензирования в электроэнергетике и т. д.

В соответствии с постановлением Правительства РФ № 000 от 01.01.01 г. создан Федеральный оптовый рынок электрической энергии и мощности (ФОРЭМ). Оптовый рынок создавался как «сфера купли-продажи электрической энергии (мощности), осуществляемой его субъектами в пределах Единой энергетической системы России». Территориально этот рынок охватил 5 ОЭС Европейской части России, ОЭС Сибири и ОЭС Дальнего Востока. ФОРЭМ — это полностью регулируемый рынок, цены (тарифы) которого утверждались Федеральной энергетической комиссией (ФЭК). При этом был введен двухставочный тариф, предусматривавший отдельную оплату единицы генерирующей мощности и купленной электроэнергии.

Создание ФОРЭМ стало заметным шагом вперед в формировании новых экономических отношений в отрасли. Пусть и в самом упрощенном виде, но именно оптовый рынок электроэнергии заложил основы экономических взаимоотношений между производителем и потребителем электроэнергии, создав институт «продавцов» и «покупателей». Появились хозяйственные договоры, опосредующие эти отношения. В то же время в рамках ФОРЭМ не возникло реальных конкурентных рыночных отношений. Цены (тарифы) базировались не на соотношении спроса и предложения, а представляли собой результат переговорного «торга» между производителем и регулятором, основанного на затратном подходе. Такой механизм ценообразования не мог стимулировать участников рынка к повышению эффективности производства и снижению издержек. На оптовом рынке не было возможности свободно выбирать контрагента. Действовал принцип «базового плательщика», что означало фактическое директивное «прикрепление» покупателя к продавцу и придавало договорным отношениям между ними полуфиктивный характер. Доступ на оптовый рынок ограничивался жесткими административными барьерами, так что для большинства покупателей сохранялась прежняя система регулируемого распределения электроэнергии на розничном уровне, при которой некоторые (крупные) потребители несли на себе социальную нагрузку — оплачивали расходы на перекрестное субсидирование других потребителей (прежде всего населения). Объем подобного рода перекрестного субсидирования составлял десятки миллиардов рублей.

ФОРЭМ не решал основных проблем отрасли, которыми по-прежнему оставались: недостаток средств на инвестиции в развитие; отсутствие финансовой дисциплины; фактическая невозможность взыскания убытков за нарушение условий договора; недостаточно действенная система регулирования; неэффективное корпоративное управление и т. д. На региональном уровне сохранялась абсолютная структурно закрепленная монополия, когда все покупатели, находящиеся в данном регионе могли приобретать электроэнергию исключительно у единого продавца — вертикально интегрированного АО-энерго данного региона.

Общий итог развития электроэнергетики к концу 1990-х гг. — ухудшение целого ряда количественных и качественных показателей, что явилось следствием затяжного общеэкономического кризиса в стране, а также описанных выше проблем функционирования отрасли. Темпы прироста генерирующих мощностей в 1990-е гг. сократились на два порядка по сравнению с уровнем середины 1980-х гг. (с учетом износа и выведения из эксплуатации оборудования). Существенно снизилось производство электроэнергии (с 1028 млрд. кВт·ч в 1990 г. до 827 млрд. кВт·ч в 1998 г.), что стало следствием резкого сокращения потребления. Темпы ввода линий электропередачи напряжением свыше 110 кВ снизились в несколько раз по сравнению с уровнем 1980-х гг. Проблема физического и морального старения парка генерирующего оборудования приобретала все большие масштабы. К 2000 г. на электростанциях России выработало парковый ресурс оборудование мощностью 37,4 млн. кВт (17 %) (14,9 млн. кВт 11 % на ТЭС и 22,4 млн. кВт 52 % на ГЭС). Значительная часть оборудования, находящегося в эксплуатации, имела низкий КПД, не превышающий 30 %.

В течение 1990-х гг. снизилось большинство количественных показателей функционирования предприятий электроэнергетики: увеличились удельный расход топлива, расход электроэнергии на собственные нужды электростанций, потери в сетях и т. д.; ухудшились показатели эффективности поддержания частоты в энергосистеме.

1.3.3. Реформирование электроэнергетики в 1998—2008 гг.

К концу 1990-х гг. финансово-экономическое положение предприятий отрасли было крайне сложным, в частности, огромных масштабов достиг уровень неплатежей (лишь 20 % поставок энергии оплачивалось денежными средствами). Отсутствие финансовых ресурсов вынудило руководство компании в 1997 г. остановить все инвестиционные проекты. В отрасли сложилась неблагоприятная социальная обстановка, массовой стала задолженность по заработной плате, среднее время задержки которой составляло 3 месяца, а в отдельных случаях более года. Начались забастовки энергетиков (Кузбассэнерго, Комиэнерго, Дальэнерго), которые в некоторых случаях переходили в объявление голодовок. Многие из энергетических компаний оказались на грани банкротства, среди них ряд крупнейших ГРЭС (Псковская, Невинномыская, Ставропольская, Новочеркасская) и региональных АО-энерго (Дальэнерго, Кузбассэнерго, Рязаньэнерго). Задолженности поставщикам топлива привели к такому масштабу задержек в поставках угля и мазута, которые поставили под угрозу возможность прохождения осенне-зимнего максимума 1998/1999 гг.

Пришедшая в РАО «ЕЭС России» в 1998 г. новая команда менеджеров предприняла радикальные шаги, направленные на оздоровление ситуации в электроэнергетике. Разработанная «Программа действий по повышению эффективности работы и дальнейшим преобразованиям в электроэнергетике Российской Федерации», была принята советом директоров РАО «ЕЭС России» в августе 1998 г. Выполнение поставленных задач разделено на два этапа. Первый этап — реализация проекта антикризисного менеджмента, включавшего в себя восстановление платежей и финансовое оздоровление электроэнергетики, создание системы современного финансового и корпоративного управления в холдинге. Второй этап — осуществление реформы энергетики с отделением конкурентных секторов от монопольных, переводом в частную собственность генерирующих предприятий и созданием рынка электроэнергии. Первый этап предполагалось осуществить в 1998—2000 гг., а второй — в 2001—2003 гг.

Задачи финансового оздоровления отрасли в целом были решены в начале 2000-х гг. Для решения этой задачи были ликвидированы бартерные расчеты, внедрены современные управленческие технологии: бизнес-планирование, раздельный учет затрат, бюджетирование, казначейское исполнение бюджетов, программы управления издержками. Были организованы отдельные службы сбыта при АО-энерго, что позволило более тщательно контролировать исполнение потребителями обязательств перед энергетиками. Упорядочивание бизнес-процессов в холдинге РАО «ЕЭС России», более плотный контроль над управлением дочерними и зависимыми обществами, в том числе путем делегирования в советы директоров дочерних и зависимых обществ (ДЗО) представителей менеджмента РАО ЕЭС), вытеснение недобросовестных посредников из торговли электроэнергией позволили переломить ситуацию с платежной дисциплиной потребителей и приступить к погашению задолжности предприятий электроэнергетики перед поставщиками.

К 2001 г. удалось добиться полной оплаты поставок электроэнергии и тепла денежными средствами; упорядочено расходование прибыли дочерними и зависимыми обществами РАО «ЕЭС России»; сбалансированы их доходы и расходы; более чем в 1,5 раза сократились объемы кредиторской и дебиторской задолженности группы РАО «ЕЭС России»; повысилась прозрачность ее деятельности, вчетверо вырос объем инвестиций; улучшились производственные показатели: стал расти объем производства (с 1999 г. возобновился рост потребления), выросло качество электроэнергии (к 2001 г. доля календарного времени работы энергосистемы с нормативной частотой достигло 100 %), повысилась загрузка более экономичных мощностей.

Финансовое оздоровление энергокомпаний позволило активизировать работу по формированию нормативно-правовой базы и концепции реформирования отрасли.

Исходным документом, установившим на государственном уровне необходимость и базовые принципы осуществления реформы электроэнергетики, был Указ Президента РФ «О реформировании естественных монополий» (1997 г.). Упомянутая выше «Программа действий по повышению эффективности работы и дальнейшим преобразованиям в электроэнергетике Российской Федерации» представляла собой первую попытку развернутого описания базовых положений этого указа. Для перевода в практическую плоскость вопроса о ее реализации необходимо было добиться выполнения первого этапа Программы — ее антикризисного проекта. Совет директоров «ЕЭС России» поручил председателю правления «ЕЭС России» представить проект «Концепции реструктуризации «ЕЭС России»». Однако помимо корпоративного требовалось и решение правительства страны. В декабре 2000 г. на заседании Правительства России принят за основу проект «Основных направлений государственной политики реформирования электроэнергетики Российской Федерации», предложенный Министерством экономического развития и торговли. Легитимизация концепции реформы произошла 11 июля 2001 г. в форме постановления Правительства РФ № 000 «О реформировании электроэнергетики Российской Федерации», которое определило ключевые положения реформы и дало старт процессу реформирования отрасли.

Основным содержанием реформы стало создание в отрасли справедливой конкурентной среды. Для этого потребовалось сформировать конкурентный рынок электроэнергии и изменить структуру электроэнергетики: разделить естественно-монопольные (передача и распределение электроэнергии, оперативно-диспетчерское управление) и потенциально конкурентные (производство и сбыт электроэнергии, ремонт и сервис) сегменты. Первые должны были перейти под непосредственный контроль государства. Потенциально конкурентные сегменты должны перейти под контроль частных собственников. Целевая структура отрасли представлена на рис. 1.3.2. Часть стратегически важных генерирующих активов — гидроэлектростанции и ядерную энергетику — предполагалось оставить в руках государства. Вместо региональных вертикально-интегрированных компаний стали создавать структуры, специализированные на отдельных видах деятельности —генерации, распределении электроэнергии, диспетчировании и сбыте.

Рис. 1.3.2. Целевая структура отрасли

Концепция реформы была закреплена принятием федеральных законов «Об электроэнергетике» и «Об особенностях функционирования электроэнергетики в переходный период и о внесении изменений в некоторые законодательные акты Российской Федерации и признании утратившими силу некоторых законодательных актов Российской Федерации в связи с принятием Федерального закона «Об электроэнергетике», принятые в марте 2003 года. Эти законы развили принципы реформы, заложенные Указом Президента РФ «Об основных положениях структурной реформы в сферах естественных монополий» и постановлением Правительства РФ «О реформировании электроэнергетики Российской Федерации». Законами были определены принципы структурной реформы и рыночных отношений в электроэнергетике, определены доли государства в капиталах инфраструктурных компаний, очерчены рамки работы отрасли до окончания переходного периода реформирования.

Законы об электроэнергетике неоднократно подвергались корректировке в ходе проведения реформы. Формирование законодательной базы реформирования электроэнергетики было в основном завершено лишь в ноябре 2007 года, когда были приняты законы, определившие основы функционирования рынка мощности и уточнившие некоторые положения работы оптового и розничных рынков электроэнергии, а также порядок регулирования электроэнергетической отрасли по завершении реорганизации «ЕЭС России». В частности, определены полномочия федеральных и региональных органов власти по регулированию электроэнергетики, системного оператора, Федеральной сетевой компании, определен статус Совета рынка — некоммерческой организации, в которую войдут представители Федерального Собрания, Правительства РФ, поставщиков и покупателей электрической энергии и мощности на оптовом рынке, инфраструктурных организаций. На Совет рынка возлагается ответственность за обеспечение работы оптового рынка электроэнергии (мощности).

В 2001 г. а отрасли начались принципиально важные структурные изменения. Было создано Некоммерческое партнерство «Администратор торговой системы» (НП АТС), впоследствии ставший оператором оптового рынка электроэнергии. В середине 2002 г. учреждены в качестве 100 %-ных дочерних акционерных обществ РАО «ЕЭС России» две другие инфраструктурные компании — сетевая компания Единой энергетической системы» (ФСК) и оператор — Центральное диспетчерское управление Единой энергетической системы» (СО–ЦДУ ЕЭС). Эти компании владели и управляли лишь активами, переданными им холдингом РАО «ЕЭС России». Значительная часть инфраструктуры по-прежнему находилась в собственности и под управлением региональных АО-энерго.

Процесс разделения АО-энерго по видам деятельности начался в 2003 г. с пилотных проектов реформирования , , , . Разделенные по видам деятельности АО-энерго должны были в последствии укрупняться на межрегиональной основе.

Состав первых межрегиональных компаний новой структуры отрасли — генерирующих компаний оптового рынка — утвержден Правительством РФ в сентябре 2003 г. (распоряжение Правительства РФ ).

Важнейшее событие 2003 г. — запуск с 1 ноября конкурентного сектора оптового рынка переходного периода в соответствии с Постановлением Правительства РФ № 000 от 01.01.01 года. С этого момента в России началась торговля электроэнергией по нерегулируемым государством ценам, хотя в первые годы развития рынка объем таких продаж ограничивался нормативными актами. Изменения затронули и регулируемый сектор оптового рынка, где произошел переход на почасовую систему учета производства и потребления электроэнергии; был сформирован на новых принципах сектор отклонений, сокращена гарантированная оплата мощности и т. д.

В 2004 году процесс реформирования затронул уже более 30 АО-энерго. К апрелю 2004 г. завершена процедура реорганизации первой региональной энергокомпании — , а к концу года — разделены 5 АО‑энерго. В том же 2004 г. созданы новые межрегиональные компании целевой структуры и три первые генерирующие компании оптового рынка электроэнергии и две территориальные генерирующие компании. В октябре 2004 г. Совет директоров РАО «ЕЭС России» принял решение об учреждении четырех межрегиональных распределительных сетевых компаний (МРСК). Сформирована новая общероссийская вертикаль оперативно-диспетчерского управления: функции региональных диспетчерских управлений переданы от АО-энерго Системному оператору. С 1 мая 2005 г. был открыт конкурентный сектор оптового рынка на территории Сибири, а 20 октября запущен конкурентный балансирующий рынок. К концу 2005 г. было завершено разделение большинства АО-энерго, созданы все оптовые генерирующие компании и 13 из 14 территориальных генерирующих компаний, а также 4 МРСК, охватывающие всю территорию России, за исключением Дальнего Востока и изолированных энергосистем. В сентябре 2005 г. Совет директоров РАО «ЕЭС России» утвердил проект реформирования энергосистем Дальнего Востока, входящих в ЕЭС России.

С 1 сентября 2006 года Постановлением Правительства № 000 от 01.01.01 г. введены правила функционирования нового оптового рынка электроэнергии (мощности) — НОРЭМ. На этом рынке регулируемый сектор заменен сектором регулируемых договоров между поставщиком и потребителем; сектор свободной торговли — рынком, на сутки вперед, (с поставкой электроэнергии на следующие сутки после заключения договора). Цены, объемы и контрагенты по регулируемым договорам устанавливаются под контролем государства. В соответствии с Постановлением Правительства № 000 от 7 апреля 2007 года, начиная с 2007 г. регулируемые договоры постепенно заменяются нерегулируемыми, условия которых (включая цены) устанавливаются контрагентами, с тем чтобы к 2011 г. весь объем электроэнергии продавался по нерегулируемым ценам. На рынке, на сутки вперед, (РСВ) цены государством не регулируются. На НОРЭМ созданы условия для постепенного перехода к полноценным конкурентным отношениям в отрасли и привлечения инвестиций. Заключение, начиная с 2007 г., долгосрочных (до 3—5 лет) двухсторонних договоров позволяет снизить риски для инвесторов в генерирующие мощности. Установление цен РСВ на каждый час суток, с одной стороны, стимулирует снижение энергопотребления в часы максимальных нагрузок, с другой – позволяет задействовать наиболее эффективных производителей электроэнергии. Так, в первые полгода работы НОРЭМ во второй ценовой зоне (Сибирь) средняя цена РСВ [148 руб/(МВт·ч)] была ниже среднего государственного регулируемого тарифа [235,4 руб/(МВт·ч)] на 2006 г., 254,4 руб/(МВт·ч) на 2007 г., благодаря «вытеснению» дорогостоящей энергии тепловых станций более дешевой энергией ГЭС.

Свободные цены оптового рынка транслируются на розничные рынки, правила работы которых введены постановлением Правительства № 000 от 01.01.01 г. одновременно с новыми правилами НОРЭМ. Для населения предусмотрено сохранение поставок электроэнергии только по регулируемым ценам.

К началу 2007 г. закончено формирование всех тепловых генерирующих компаний оптового рынка электроэнергии и части территориальных генерирующих компаний. Это позволило перейти к следующей фазе реформы — реорганизации РАО «ЕЭС России», в ходе которой акционеры холдинга получат акции созданных в ходе реформы предприятий.

Решением внеочередного собрания акционеров от 6 декабря 2006 г. одобрен первый этап реорганизации РАО «ЕЭС России», предусматривающий выделение из холдинга двух генерирующих компаний: оптовой генерирующей компании (ОГК-5) и территориальной генерирующей компании (ТГК-5). Процедура выделения завершена 3 сентября 2007 г.

Первый этап реорганизации РАО «ЕЭС России» прошел в форме выделения промежуточных -5 холдинг» и -5 холдинг». На их баланс переданы принадлежавшие «ЕЭС России» пакеты акций -5» и -5» соответственно. Сразу после выделения промежуточные -5 холдинг» и -5 холдинг» были присоединены к целевым -5» и -5» соответственно. В результате реорганизации «ЕЭС России» все акционеры получили акции -5» и -5» пропорционально своей доле в уставном капитале «ЕЭС России». Собранием акционеров 26 октября 2007 г. была одобрена схема второго, завершающего этапа реорганизации РАО «ЕЭС России», предусматривавшего полное разделение «ЕЭС России» к 1 июля 2008 г. Для этого (как и в случае первой реорганизации РАО «ЕЭС России») было предусмотрено выделение промежуточных холдингов, владеющих акциями компаний целевой структуры отрасли, одновременно с выделением присоединяемых к соответствующим целевым компаниям. Акции выделяемых компаний распределялись между акционерами РАО «ЕЭС России», исходя из их доли в капитале компании.

Пакеты акций ЕЭС», , 5 тепловых ОГК и 13 ТГК (всех, за исключением двух выделенных в ходе первого этапа компаний) или денежные средства (полученные в результате продажи до завершения реорганизации этих пакетов акций), приходящиеся на долю государства, при выделении перешли на баланс промежуточных компаний – «Государственного холдинга» и «Государственного холдинга ГидроОГК», которые одновременно с их созданием присоединились к ФСК и ГидроОГК соответственно. Средства от продажи приходящихся на долю государства пакетов акций тепловых генерирующих компаний были направлены на финансирование инвестиционных программ Федеральной сетевой компании и ГидроОГК.

Из РАО «ЕЭС России» выделилось также несколько холдинговых компаний, акции которых распределились среди всех акционеров Общества пропорционально их доле участия в капитале энергохолдинга. Это:

·  «Холдинг МРСК», владеющий пакетами акций МРСК и распределительных сетевых компаний (было принято решение об изменении состава МРСК. В результате, вместо 4-х компаний было создано 11);

·  Холдинг «РАО Энергетические системы Востока», владеющий пакетами акций энергетическая компания» и пакетами акций изолированных энергосистем;

·  «Интер РАО ЕЭС Холдинг», владеющий пакетом акций РАО ЕЭС».

Первые две холдинговые компании после окончания функционирования РАО «ЕЭС России» стали функционировать в качестве самостоятельных холдингов. В целях защиты интересов акционеров законодательство предусмотрело процедуру выкупа реорганизуемым обществом акций у акционеров, не голосовавших за реорганизацию и пожелавших предъявить акции к выкупу. На втором этапе реорганизации к выкупу были предъявлены акции на сумму более 103 млрд. руб. По завершении реорганизации «ЕЭС России» присоединилось к ЕЭС» и с 1 июля 2008 г. прекратило свое существование как юридическое лицо.

В итоге осуществляемой реформы в 2008 г. была сформирована целевая структура отрасли, предусмотренная действующими законодательными и нормативными актами. Конкурентные отношения стали преобладающими на рынке электроэнергии. В то же время при участии государства начали формироваться система планирования и реализации долгосрочных приоритетов развития отрасли (фундаментальные и прикладные исследования в области энергетики, генеральная схема размещения мощностей, развитие инфраструктуры), а также механизмы регулирования рынка в условиях либерализации (прежде всего антимонопольное регулирование). Современную стадию развития электроэнергетики в России можно охарактеризовать как создание оптимального баланса между частной инициативой и государственным регулированием.

К концу 2006 г. были созданы все тепловые ОГК; завершалось формирование ТГК; выделены магистральные и распределительные сетевые компании; функционировали инфраструктурные организации — ФСК, СО‑ЦДУ ЕЭС, НП АТС. Состоялся переход к целевой модели рынка электроэнергии, c сентября 2006 г. по новым правилам заработали оптовый и розничные рынки электроэнергии.

Завершение структурной реформы и запуск новой модели рынков электроэнергии позволили перейти к ключевому этапу реформы отрасли — инвестиционному. Подготовка к нему велась с 2000 г., когда принята концепция стратегии развития «ЕЭС России» «5 + 5». Началом инвестиционного этапа можно считать середину 2006 г.

Потребность электроэнергетики в инвестициях на период 2006—2010 гг. (рис. 1.3.3) оценивалась примерно в 11,8 трлн. руб., в том числе 6,75 трлн. руб. на создание новых генерирующих мощностей и 5,1 трлн. на развитие сетевого комплекса. Финансирование такого объема капиталовложений за счет собственных средств компаний без привлечения внешних инвесторов, было бы невозможно.

В ходе инвестиционного этапа реформы (2006—2008 гг.) были реализованы механизмы привлечения инвестиций в электроэнергетику, сформирована целевая структура отрасли с соответствующей структурой собственности

Рис. 1.3.3. Потребность в инвестициях на развитие электроэнергетики.

При этом важнейшими источниками средств на финансирование капиталовложений электроэнергетических компаний стали: проведение эмиссий дополнительных акций и продажа акций тепловых генерирующих компаний; государственный бюджет; плата за технологическое присоединение для сетевого комплекса. Источники финансирования соответствуют форме собственности компаний. В конкурентном секторе (генерация, сбыт, ремонт и сервис) ключевая роль отводится частному капиталу, который должен стать преобладающим в данном секторе. Государственное финансирование направляется в компании, которые должны остаться по завершении реформы под контролем государства: магистральные и распределительные сети, диспетчеризация, атомная и гидроэнергетика. Таким образом повышается доля частного капитала в генерирующих и сбытовых компаниях, увеличивается государственное участие в ФСК, ГидроОГК

Решение о начале привлечения средств частных инвесторов в генерирующие компании принято на заседании Правительства Российской Федерации 7 июня 2006 года. 23 июня 2006 г. Совет директоров «ЕЭС России» утвердил перечень пилотных проектов по размещению эмиссий дополнительных акций ОГК и ТГК. В перечень включены -3», -4», -5», и -9». В 2006—2007 гг. Совет директоров «ЕЭС России» одобрил программы и параметры размещения почти всех тепловых генерирующих компаний. Пилотным проектом привлечения средств частных инвесторов генерирующими компаниями стало размещение акций -5», завершившееся в ноябре 2007 г. В ходе размещения инвесторами приобретены 5,1 млрд. акций по цене 9 центов США, что позволило компании привлечь 459 млн. долл. США (более 12 млрд. руб.). Первое размещение акций продемонстрировало огромный интерес инвесторов к генерирующим станциям — число заявок превысило предложение более чем в 8 раз.

В 2007 г. осуществлено еще несколько проектов размещения эмиссий дополнительных акций тепловых генерирующих компаний. В общей сложности за год, начиная с размещения акций -5» до ноября 2007 г., совокупная выручка от размещения выпусков дополнительных акций составила 287 млрд. руб. Параллельно с размещением дополнительных акций производилась продажа принадлежащих «ЕЭС России» пакетов акций генерирующих компаний. В целях защиты интересов миноритарных акционеров продаже подлежали пакеты акций, которые в ходе реорганизации «ЕЭС России» должны были в соответствии с разделительным балансом отойти Российской Федерации. До ноября 2007 г. выручка от продажи принадлежащих «ЕЭС России» пакетов акций составила 212 млрд. руб. (см. рис. 1.3.4). Средства, вырученные в ходе размещения дополнительных акций, направлены на реализацию инвестиционных программ компаний-эмитентов, а финансовые ресурсы, полученные от продажи указанных пакетов акций— на развитие гидрогенерации и сетевого комплекса.

Рис. 1.3.4. Привлечение инвестиций генерирующими компаниями

Таким образом, в 2006—2007 гг. только за счет размещения акций тепловых генерирующих компаний получено более 500 млрд. руб., что составляет около 20 млрд. долл. Для сравнения – за 2005–2006 гг. объем инвестиций по РАО «ЕЭС России» в целом составлял 5 млрд. долл. ежегодно. Результатом размещения и продажи акций тепловых генерирующих компаний стало не только привлечение ресурсов для реализации инвестиционных программ, но и усиление (в соответствии с законодательством, регулирующим реформирование отрасли) присутствия в генерирующих компаниях частного капитала. Стратегическими инвесторами ОГК и ТГК стали крупнейшие российские и зарубежные корпорации: «Газпром», «Норильский никель», итальянская «Enel», германская «E. On». Так, доля концерна «E. on» в -4» составила 69,44 %; «Норильского никеля» в капитале -3» — 64, 89 %, «Газпрома» в -2» — 51 %, в «Мосэнерго» — 42,73 %, «КЭС-Холдинг» в -5» — 41,05 %.

Допуск частных инвесторов в крупнейшие генерирующие компании имел следствием быстрый рост их капитализации, так же, как и капитализации «ЕЭС России» в целом. Так, например, котировки обыкновенных акций компании -5», первой вышедшей на размещение дополнительных акций, с ноября 2006, когда состоялось размещение акций, до конца 2007 года выросли более чем на 75 %, акций РАО «ЕЭС России» - более чем на 50 %. Для сравнения — индекс РТС за этот период вырос всего на треть.

Рост капитализации выведенных на фондовый рынок компаний имеет важное значение для привлечения инвестиций в отрасль. По мере того как рост стоимости действующих генерирующих компаний в пересчете на 1 мегаватт установленной мощности будет приближаться (и в перспективе превысит) к стоимости строительства новых мощностей, все больше инвестиционных ресурсов будет переориентироваться на новое строительство.

Еще один источник инвестиций для электроэнергетики — выкуп Российской Федерацией акций компаний, которые по завершении реформы должны были перейти под контроль государства. Это позволяло решить сразу две задачи — привлечение средств на развитие инфраструктурных компаний; повышение доли участия государства в этих компаниях. В марте 2007 г. завершена первая эмиссия дополнительных акций ЕЭС», часть которой (на сумму 22,48 млрд. руб.) выкуплена Российской Федерацией. По итогам дополнительной эмиссии доля государства в уставном капитале Федеральной сетевой компании доведена до 12,44 %. В 2007 г. государством выкуплены дополнительные акции -ЦДУ ЕЭС» на сумму 2,52 млрд. руб. В результате доля государства в уставном капитале компании увеличилась до 34 %.

Результатом перехода реформы электроэнергетики в инвестиционную фазу станет не только повышение надежности энергоснабжения и удовлетворение растущего спроса на электроэнергию, но и подъем в смежных отраслях экономики за счет роста заказов со стороны предприятий энергомашиностроения, строительства, топливно-энергетического комплекса, т. е. предприятий электроэнергетики.

1.4. Техническая база российской электроэнергетики

Устойчивый рост потребления электрической и тепловой энергии, стремительный рост цен на энергоносители, повышение экологических требований требуют особенно тщательно оценивать существующие производственные возможности предприятий отрасли, их способность надежно и эффективно обеспечивать растущий спрос на электроэнергию и тепло. Только на этой основе следует определять реальные масштабы необходимого развития электроэнергетики.

1.4.1. Генерация


Суммарная установленная мощность электростанций России составила в 2006 году 221,4 млн. кВт, из которых на ТЭС установлено 151,5 млн. кВт, на ГЭС и ГАЭС – 46,1 млн. кВт, на АЭС – 23,7 млн. кВт, а ее структура показана на рис. 1.4.1.

Рис. 1.4.1. Структура установленной мощности электростанций России (построено по данным официального издания "Российский статистический ежегодник", М., Росстат, 2007, стр. 441)

Рассматривая техническую политику в теплоэнергетике, следует выделить генерацию на основе природного газа и генерацию на основе жидкого и твердого топлива.

Генерацией на основе природного газа будем называть производство электроэнергии на тепловых электростанциях, в качестве топлива использующих природный газ. В России природный газ сжигают в котлах КЭС и ТЭЦ с использованием традиционных морально, а зачастую и физически устаревших паросиловых установок. Несмотря на определенный прогресс в строительстве парогазовых установок (ПГУ), доля выработки электроэнергии на них в России находится на уровне менее 1 %.

Эффективность использования природного газа в упомянутых паросиловых установках крайне низка по сравнению с достигнутым мировым уровнем. Лучшие конденсационные энергоблоки ТЭС России на сверхкритические параметры пара 23,5 МПа/540 /540 °С, использующие природный газ в качестве топлива, имеют КПД всего 40—41 %, а среднее его значение на конденсационных блоках составляет 37—38 %.

Кардинальный метод решения энергетической проблемы для европейской части России, где в основном используется природный газ, — внедрение парогазовых технологий. В зарубежной теплоэнергетике, использующей природный или сжиженный газ (например, в Японии), 20—25 лет назад начался планомерный переход к освоению и использованию парогазовых технологий. В настоящее время в США, Германии, Великобритании, Дании, Японии, в развивающихся странах природный газ, за редким исключением, используют только для парогазовых установок, имеющих КПД на уровне 52—58 %.

В табл. 1.4.1 представлены данные по современным газотурбинным установкам (ГТУ), предлагаемым зарубежными производителями для их использования в составе ПГУ. В настоящее время полностью освоенными за рубежом можно считать ГТУ поколения F и ее продвинутые варианты (ГТУ поколений FA и FB). На ее основе строят самые мощные и современные ГТУ и ПГУ четыре зарубежных производителя: Дженерал Электрик, Сименс, Мицубиси и Альстом. Среди них по достигнутому техническому уровню, по части референций, и по перспективным разработкам впереди Дженерал Электрик. Как видно из таблицы, КПД газовых турбин этого поколения составляет 38—38,5 %, а электрическая мощность 255—280 МВт. В большинстве этих ГТУ используется простой термодинамический цикл, а высокий уровень экономичности достигнут за счет повышения начальной температуры газов до 1400 °С (перед проточной частью газовой турбины) с обеспечивающей допустимые вредные выбросы оксидов азота. Исключение составляет газовая турбина GT26 фирмы Альстом, в которой существенное повышение экономичности достигнуто усложнением термодинамического цикла – введением промежуточного подвода теплоты. Высокая начальная температура и близкая к оптимальной степень сжатия воздуха в компрессоре рассматриваемых ГТУ позволили обеспечить высокую температуру уходящих газов, составляющую 580 – 610ºС. Это дало возможность реализовать паротурбинный цикл с промежуточным перегревом, по температурам, практически не отличающийся от температур традиционного паротурбинного цикла с докритическим давлением, что способствовало созданию экономичной паротурбинной установки для работы в составе ПГУ.

Из за большого объема этот материал размещен на нескольких страницах:
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21



Подпишитесь на рассылку:


Производство

Основные направления, собранные в один список

Смотрите также

Проекты по теме:

Россия - темы, архивы, порталы
XXI век в планах:
Основные порталы, построенные редакторами

Домашний очаг

ДомДачаСадоводствоДетиАктивность ребенкаИгрыКрасотаЖенщины(Беременность)СемьяХобби
Здоровье: • АнатомияБолезниВредные привычкиДиагностикаНародная медицинаПервая помощьПитаниеФармацевтика
История: СССРИстория РоссииРоссийская Империя
Окружающий мир: Животный мирДомашние животныеНасекомыеРастенияПриродаКатаклизмыКосмосКлиматСтихийные бедствия

Справочная информация

ДокументыЗаконыИзвещенияУтверждения документовДоговораЗапросы предложенийТехнические заданияПланы развитияДокументоведениеАналитикаМероприятияКонкурсыИтогиАдминистрации городовПриказыКонтрактыВыполнение работПротоколы рассмотрения заявокАукционыПроектыПротоколыБюджетные организации
МуниципалитетыРайоныОбразованияПрограммы
Отчеты: • по упоминаниямДокументная базаЦенные бумаги
Положения: • Финансовые документы
Постановления: • Рубрикатор по темамФинансыгорода Российской Федерациирегионыпо точным датам
Регламенты
Термины: • Научная терминологияФинансоваяЭкономическая
Время: • Даты2015 год2016 год
Документы в финансовой сферев инвестиционнойФинансовые документы - программы

Техника

АвиацияАвтоВычислительная техникаОборудование(Электрооборудование)РадиоТехнологии(Аудио-видео)(Компьютеры)

Общество

БезопасностьГражданские права и свободыИскусство(Музыка)Культура(Этика)Мировые именаПолитика(Геополитика)(Идеологические конфликты)ВластьЗаговоры и переворотыГражданская позицияМиграцияРелигии и верования(Конфессии)ХристианствоМифологияРазвлеченияМасс МедиаСпорт (Боевые искусства)ТранспортТуризм
Войны и конфликты: АрмияВоенная техникаЗвания и награды

Образование и наука

Наука: Контрольные работыНаучно-технический прогрессПедагогикаРабочие программыФакультетыМетодические рекомендацииШколаПрофессиональное образованиеМотивация учащихся
Предметы: БиологияГеографияГеологияИсторияЛитератураЛитературные жанрыЛитературные героиМатематикаМедицинаМузыкаПравоЖилищное правоЗемельное правоУголовное правоКодексыПсихология (Логика) • Русский языкСоциологияФизикаФилологияФилософияХимияЮриспруденция

Мир

Регионы: АзияАмерикаАфрикаЕвропаПрибалтикаЕвропейская политикаОкеанияГорода мира
Россия: • МоскваКавказ
Регионы РоссииПрограммы регионовЭкономика

Бизнес и финансы

Бизнес: • БанкиБогатство и благосостояниеКоррупция(Преступность)МаркетингМенеджментИнвестицииЦенные бумаги: • УправлениеОткрытые акционерные обществаПроектыДокументыЦенные бумаги - контрольЦенные бумаги - оценкиОблигацииДолгиВалютаНедвижимость(Аренда)ПрофессииРаботаТорговляУслугиФинансыСтрахованиеБюджетФинансовые услугиКредитыКомпанииГосударственные предприятияЭкономикаМакроэкономикаМикроэкономикаНалогиАудит
Промышленность: • МеталлургияНефтьСельское хозяйствоЭнергетика
СтроительствоАрхитектураИнтерьерПолы и перекрытияПроцесс строительстваСтроительные материалыТеплоизоляцияЭкстерьерОрганизация и управление производством

Каталог авторов (частные аккаунты)

Авто

АвтосервисАвтозапчастиТовары для автоАвтотехцентрыАвтоаксессуарыавтозапчасти для иномарокКузовной ремонтАвторемонт и техобслуживаниеРемонт ходовой части автомобиляАвтохимиямаслатехцентрыРемонт бензиновых двигателейремонт автоэлектрикиремонт АКППШиномонтаж

Бизнес

Автоматизация бизнес-процессовИнтернет-магазиныСтроительствоТелефонная связьОптовые компании

Досуг

ДосугРазвлеченияТворчествоОбщественное питаниеРестораныБарыКафеКофейниНочные клубыЛитература

Технологии

Автоматизация производственных процессовИнтернетИнтернет-провайдерыСвязьИнформационные технологииIT-компанииWEB-студииПродвижение web-сайтовПродажа программного обеспеченияКоммутационное оборудованиеIP-телефония

Инфраструктура

ГородВластьАдминистрации районовСудыКоммунальные услугиПодростковые клубыОбщественные организацииГородские информационные сайты

Наука

ПедагогикаОбразованиеШколыОбучениеУчителя

Товары

Торговые компанииТоргово-сервисные компанииМобильные телефоныАксессуары к мобильным телефонамНавигационное оборудование

Услуги

Бытовые услугиТелекоммуникационные компанииДоставка готовых блюдОрганизация и проведение праздниковРемонт мобильных устройствАтелье швейныеХимчистки одеждыСервисные центрыФотоуслугиПраздничные агентства

Блокирование содержания является нарушением Правил пользования сайтом. Администрация сайта оставляет за собой право отклонять в доступе к содержанию в случае выявления блокировок.