Книги / 1bryzgalov_v_i_gordon_l_a_gidroelektrostantsii

маркетинга дает повод систематического обдумывания стратегии и тактики,

продажи товаров и услуг. Появляется изменение в самой постановке задач -

518

только отметили, что инвестиции на развитие отрасли должны содержаться в

тарифе на электроэнергию и накапливаться от продажи акций на фондовых

биржах. Однако это достаточно легко решается в условиях развитого рынка и

достаточно устойчивого и высокого благосостояния общества. В Российской

электроэнергетике в переходный период к рынку вопросы инвестирования на

развитие отрасли и модернизацию ее основных фондов встают особенно остро

и. в частности на строительство ГЭС.

Основной принцип проектирования ГЭС состоит в том, чтобы они

удовлетворяли требованиям технического прогресса, были надежными и

долговечными, а также экономичными. С этой целью технико-экономическими

расчетами обосновываются все параметры сооружений и гидроузла в целом:

высота плотины, установленная мощность ГЭС, габариты судоходных сооружений, объем водохранилища, уровенные режимы реки и т.п., а также

экономическая эффективность строительства гидроузла.

Обоснование параметров сооружений и определение экономической

эффективности строительства ГЭС (ГАЭС) производилось обычно по методу

сравнительной экономической эффективности.

Рыночные отношения, несомненно, внесут в этот метод свои

коррективы, но принципиальный подход вряд ли изменится, поэтому рассмотрим метод таким, каким он использовался в дорыночный период (даже

выбор частным владельцем строительства того или иного генерирующего источника для своей компании непременно будет опираться на альтернативные варианты).

По методу сравнительной экономической эффективности сравниваются между собой два объекта, обеспечивающие получение в одни и те же сроки одинакового эффекта по производству продукции, в частности электроэнергии. Например, сравниваются, намечаемая к строительству ГЭС. с тепловой

электростанцией или АЭС, или иным генерирующим источником.

Обозначим капиталовложения по заменяемому варианту (например ТЭС) Кз. а ежегодные издержки ( затраты) эксплуатации через Я , то же соответственно для предполагаемой ГЭС - Я и Я.

Строительство ГЭС считается экономически эффективным, если

дополнительные капиталовложения (разница между Я и Я , предполагая, что ГЭС дороже) Я - Я окупаются экономией ежегодных издержек эксплуатации

Я - Я (затраты на ТЭС больше) в срок Г не больше нормативного его значения

К

Средний по стране нормативный срок окупаемости дополнительных

капиталовложений для ГЭС был установлен в 8,33 года (в рыночных условиях,

вероятно, будет другим). Если срок окупаемости данной ГЭС равен Т лет- это

означает, что дополнительные капиталовложения в ее строительство будут

519

520

Чем меньше срок возврата или чем больше коэффициент рента¬

бельности, тем выгоднее намечаемая к строительству ГЭС.

Для более полной оценки эффективности проектируемой ГЭС особо

определяются затраты трудовых ресурсов на ее строительство и эксплуатацию,

затраты на приобретение материалов, оценивается социальное значение ГЭС,

влияние ее на окружающую среду и т.п., о чем было сказано в соответствующих

разделах данного учебного пособия.

Инвестиционная деятельность, определяющая развитие электроэнер¬

гетики.практически во всех развитых зарубежных странах осуществляется на

конкурентной основе.При этом происходит все большая интернационализация

электроэнергетики: крупные энергокомпании промышленно развитых стран

( США. Англия, Франция и др.) приобретают электростанции и целые

энергокомпании других стран.

Наряду с традиционными методами покрытия дефицита генерирующей

мощности путем строительства новых электростанций все шире используется

управление нагрузкой, а также покупка или аренда на длительные сроки

генерирующей мощности у других энергокромпаний.

11.4. Изменения в электроэнергетике России в переходный период

крынку

Электроэнергетический потенциал России и других республик,

входивших в бывший СССР. был. в основном, создан за последние 35-40 лет,

предшествовавших разделению страны на независимые государства. Установленная мощность электростанций увеличилась с 37.2 млн. кВт в 1955 году до 344 млн.кВт в 1990 году. Протяженность электрических сетей напряжением 35 кВ и выше возросла с 51,5 до 1025 тыс. км, в том числе

напряжением 220 кВ и выше - с 5.7 до 222 тыс. км. Удельная численность

промышленно- производственного персонала на 1 МВт установленной

мощности последовательно снижалась с 11 чел/МВт в 1950г. до 2,85 чел/МВт

в 1990г.. а удельные расходы условного топлива на производство

электроэнергии уменьшились с 590 г/кВт-ч в 1950г. до 325,8 г/ кВт-ч в 1990г.

Высокая эффективность производства, передачи (транспорта) и

распределения электроэнергии ( ЭЭ) была достигнута благодаря реализации ряда основополагающих стратегических направлений развития электро¬

энергетики страны:

- объединение электроэнергетических систем (ЭЭС) на параллельную

работу и создание уникальной ЕЭС страны, которая в конце 80-х годов

XX века стала крупнейшим, централизованно управляемым энергообъединением в мире;

- ввод большого количества мощных высокоэффективных ГЭС и АЭС;

521

522

522

мировой энергетики, пойдет на строительство электростанций и остальные

43% - на сооружение линий электропередачи и распределительных

отстает.

524

525

На ФОРЭМе тарифы на ЭЭ. поставляемую на рынок продавцами

(электростанциями - дочерними АО РАО « ЕЭС России». АЭС, избыточными ЭЭС), а также тарифы на ЭЭ. приобретаемую на оптовом рынке покупателями

(дефицитными ЭЭС, потребителями, выведенными на рынок), определяются не

процедурой конкретного установления цены для производителей ЭЭ для

часового или получасового интервала времени, а обосновываются по

затратному принципу.

Практически отсутствует рынок технологических системных услуг,

связанных с участием субъектов рынка в обеспечении надежности

функционирования «ЕЭС России», о чем сказано в предыдущем разделе.

Партнерам, заключающим договоры на поставку-покупку ЭЭ. диктуется

такая схема взаиморасчетов, которая оказывается зависимой от субъективных факторов.

Серьезным недостатком существующей системы регулирования тарифов на региональном уровне является значительная диспропорция между промышленными и коммунально-бытовыми потребителями. До 1990 года

тарифы для населения были в 2 раза выше, чем для промышленности, и это

соответствовало общепринятой практике во всех промышленно развитых

странах. Сейчас соотношение сильно деформировано, в результате чего

происходит существенное перекрестное субсидирование коммунально¬ бытовых потребителей, т.е. затраты на производство ЭЭ необоснованно перекладываются на промышленность. Поэтому приведение тарифов для

различных категорий потребителей в соответствие с реальными затратами на

производство, передачу и распределение ЭЭ является одной из задач

повышения эффективности использования ЭЭ в хозяйстве России.

Отрицательное влияние на эффективность функционирования отрасли оказывают политика «замораживания тарифов» на ЭЭ ( выше отмечалось, что

происходит это по инициативе регулирующего органа) при одновременном росте цен на топливо и оборудование, различного рода запреты на отключение

ЭЭ потребителям-неплателыцикам, вмешательство органов исполнительной

власти в оперативную деятельность территориальных энергоснабжающих

организаций по режиму энергопотребления. В ряде регионов РЭКами тарифы

на ЭЭ устанавливаются ниже себестоимости. Такой подход рассчитан на

дотации из Федерального бюджета и с ФОРЭМ. В Приморском крае такой

подход привел к тяжелейшему экономическому кризису.

Группой экспертов под руководством РАО «ЕЭС России» были

подготовлены предложения по развитию рынков ЭЭ с учетом региональных

особенностей.

Было предложено в рамках единой сетевой структуры «ЕЭС России» перейти на оптовую торговлю электрической энергией ( мощностью ) с

использованием трех моделей рынка ЭЭ, работающих на различных

принципах:

- модели общего рынка в европейской части России;

526

мероприятий: