Text
                    ЭНЕРГЕТИКА КАК СФЕРА
БИЗНЕСА
Л.Д. Гительман,
Б.Е. Ратников

РЫНОЧНЫЕ ОТНОШЕНИЯ
В ЭЛЕКТРО - И ТЕПЛОСНАБЖЕНИИ
ГОСУДАРСТВЕННОЕ УПРАВЛЕНИЕ
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКОЙ
ПОСТАНОВКА МЕНЕДЖМЕНТА
В ЭНЕРГОКОМПАНИИ
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ МАРКЕТИНГ
ПРЕОБРАЗОВАНИЯ
В ЭНЕРГОКОМПАНИИ
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
В ПРОМЫШЛЕННОСТИ
Издательство «Дело»

Л.Д. Гительман, Б.Е. Ратников ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС Допущено Учебно-методическим объединением вузов России по образованию в области менеджмента к использованию в учебном процессе в качестве учебного пособия по дисциплинам специализаций специальности "Менеджмент организации" Академия народного хозяйства при Правительстве Российской Федерации Москва Издательство "ДЕЛО" 2006
УДК338.46:621.31 ББК 65.304.14 Г 46 Гительман Л.Д., Ратников Б.Е. Г 46 Энергетический бизнес: Учеб, пособие. - М.: Дело, 2006. - 600 с. ISBN 5-7749-0429-6 Книга является первым фундаментальным изданием, посвященным актуальным проблемам энергетиче- ского бизнеса в электроэнергетической отрасли, в системах теплоснабжения и на промышленных предпри- ятиях. Отличительной особенностью данной работы является комплексное рассмотрение технико-технологи- ческих, организационных и социальных аспектов при становлении энергетического бизнеса. Книга адресована собственникам, менеджерам и специалистам энергетических и промышленных пред- приятий; рекомендуется в качестве учебного пособия студентам и аспирантам энергетических и экономиче- ских специальностей вузов, а также программ MBA. ISBN 5-7749-0429-6 УДК 338.46:621.31 ББК 65.304.14 © Гительман Л. Д., Ратников Б. Е„ 2006 © Оформление. Издательство «Дело», 2006
ОГЛАВЛЕНИЕ Предисловие .............................................7 РАЗДЕЛ 1. ЭНЕРГЕТИКА КАК СФЕРА БИЗНЕСА ................. 9 Глава 1. Введение в энергетический бизнес ............. 11 Виды энергетического бизнеса .......................... 11 Субъекты бизнеса....................................... 13 Социальная ответственность ............................ 16 ; Привлекательность для инвестора ........................ 18 1 Глава 2. Отраслевые технико-экономические особенности. 24 Общественные функции и структура энергетики... ........ 24 Влияние технологии на экономику ....................... 28 Режимы энергопотребления............................... 33 Глава 3. Нормативные требования к энергоснабжению...... 40 Надежность электро- и теплоснабжения .................. 40 Качество энергии ...................................... 47 Экологические ограничения ............................. 51 Глава 4. Эффективность энергетического производства ... 55 Система показателей.................................... 55 Баланс интересов как основа эффективного производства . 58 Влияние отраслевых факторов ........................... 60 Глава 5. Прогрессивные энергетические технологии ...... 71 Направления технического прогресса..................... 71 > Газотурбинные и парогазовые установки .................. 74 Нетрадиционные энергоисточники......................... 77 ! РАЗДЕЛ 2. РЫНОЧНЫЕ ОТНОШЕНИЯ В ЭЛЕКТРО- | И ТЕПЛОСНАБЖЕНИИ........................................ 81 Глава 6. Формирование конкурентных рынков » электроэнергии ....................................... 83 I Либерализация электроэнергетики как общемировая тенденция ............................................. 83 Типы электроэнергетических рынков...................... 90 Интеграционные процессы в энергетическом бизнесе....... 95 Особенности российской модели рынка....................101 Глава 7. Функционирование рынков электроэнергии .......107 Рынок «на сутки вперед»................................107 Балансирующий рынок....................................112 Контрактные отношения в секторе свободной торговли ....114 Регулируемые двусторонние договоры ....................118 ( Розничный рынок электроэнергии .........................119 Биржевые инструменты устранения ценовых рисков ........125
4 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС Глава 8. Управление надежностью в новых условиях......131 Принципы надежного электроснабжения...................131 Распределение ответственности.........................140 Рыночные механизмы обеспечения надежности ............143 Глава 9. Рынки энергосервисных услуг..................149 Виды энергосервисной деятельности ....................149 Ремонтное обслуживание................................153 Услуги по повышению энергоэффективности ..............160 Глава 10. Реформирование систем теплоснабжения .......164 Рынки тепловой энергии ...............................164 Проблемы в теплоснабжении ............................167 Организация управления................................169 Глава 11. ТЭЦ на рынках тепла и электроэнергии .......176 Эффективность теплофикации............................176 Технические решения ..................................178 Обеспечение конкурентоспособности ТЭЦ ................185 Отпускные цены на тепло и электроэнергию..............187 РАЗДЕЛ 3. ГОСУДАРСТВЕННОЕ УПРАВЛЕНИЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКОЙ................................... 191 Глава 12. Регулирование и контроль энергокомпаний ....193 Задачи регулирования отрасли .........................193 Привлечение инвестиций в электроэнергетику............195 Участие потребителей в инвестировании ................200 Механизм ценового регулирования.......................202 Розничные тарифы на электроэнергию и тепло............204 Глава 13. Энергетическая политика региона.............212 Принципы энергетической политики......................212 Антикризисная форма энергетической политики...........216 Реализация региональной политики в сфере электроэнергетики ............................221 Метод интегрированного планирования ресурсов .........224 РАЗДЕЛ 4. ПОСТАНОВКА МЕНЕДЖМЕНТА В ЭНЕРГОКОМПАНИИ .................................... 229 Глава 14. Корпоративная идеология ....................231 Миссия энергокомпании ................................231 Видение перспективы ..................................232 Бизнес-концепция......................................233 Корпоративные цели....................................237 Стратегии менеджмента ................................246 Политика менеджмента .................................247 Глава 15. Стратегический менеджмент ..................250 Реалии бизнес-среды ..................................250 Стратегическое поведение .............................255 Разработка стратегии .................................259 Механизм реализации стратегии ........................265 Система противокризисного управления .................272
6 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС Глава 23. Управленческий персонал - главный ресурс преобразований ........................................482 Новые задачи...........................................482 Системная работа с персоналом ....................... 491 Организация корпоративного обучения................... 494 Техноло! ии работы с управленческим персоналом ........496 РАЗДЕЛ 7. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС В ПРОМЫШЛЕННОСТИ ......................................511 Глава 24. Предприятие на энергетическом рынке..........513 Реформа и потребитель..................................513 Рациональное поведение потребителя электроэнергии .....515 Энергетические стратегии предприятия...................521 Продажа энергоносителей и технологических услуг........528 Методы управления рыночными рисками....................531 Глава 25. Управление энергохозяйством..................534 Учет и контроль энергопотребления .....................534 Организация энергохозяйства............................539 Оценка эффективности энергоменеджмента.................543 Глава 26. Повышение энергоэффективности................546 Устранение потерь энергоносителей .....................546 Регулирование режимов электропотребления...............548 Рационализация электропривода..........................558 Энергоэффективные системы освещения ...................565 Компенсация реактивной мощности .......................567 Использование вторичных энергоресурсов.................573 Маневренное энергоснабжение ...........................583 Создание собственных энергоисточников..................592
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС 5 Глава 16. Структурные решения.........................279 Выбор организационной формы...........................279 Организационные структуры ............................283 Выделение самостоятельных бизнесов ...................291 Управляющие компании .................................296 Бесцеховая структура электростанции ..................300 Глава 17. Управление техническим развитием............305 Техническая стратегия.................................305 Оценка износа основных фондов.........................311 Снижение потерь энергии на электростанциях и в электрических сетях ..............................315 Амортизационная политика компании ....................322 Лизинговые операции ..................................328 Глава 18. Внутрипроизводственные экономические отношения ..............................333 Предпосылки и резервы совершенствования...............333 Организация планирования..............................335 Нормативная база......................................344 Цеховой хозрасчет.....................................347 Оплата труда .........................................353 Глава 19. Информационная поддержка управленческих решений ...............................357 Классификация информационных систем ..................357 Техническая инфраструктура КИС........................364 Функционально-прикладная инфраструктура...............365 Управление эксплуатацией КИС..........................380 РАЗДЕЛ 5. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ МАРКЕТИНГ................... 387 Глава 20. Маркетинговая деятельность..................389 Содержание энергетического маркетинга.................389 Маркетинговые исследования............................392 Исследование рынка тепловой энергии ..................396 Прогнозирование энергопотребления.....................404 Ценовая политика энергокомпании.......................409 Маркетинг в различных видах энергетического бизнеса...413 Глава 21. Управление спросом на энергию...............430 Концепция управления спросом..........................430 Программы управления электропотреблением..............433 Стимулирование энергокомпаний ........................441 Особенности управления теплопотреблением .............444 РАЗДЕЛ 6. ПРЕОБРАЗОВАНИЯ В ЭНЕРГОКОМПАНИИ 447 Глава 22. Руководство преобразованиями................449 Диагностика ситуации .................................449 Постановка задачи.....................................451 Создание организационного порядка.....................463 Реинжиниринг бизнес-процессов.........................470 Проектное управление..................................477
ПРЕДИСЛОВИЕ Глубокие институциональные преобразования в электро- энергетике, формирование либерализованных рынков электри- ческой энергии и тепла вызвали появление новых видов коммер- ческой деятельности, обобщенных понятием «энергетический бизнес». Он характеризуется очень широким разнообразием и охва- тывает, во-первых, электро- и теплоэнергетику общего поль- зования, региональную (коммунальную) и промышленную энергетику, во-вторых, все основные виды деятельности - от проектирования энергоустановок до сбыта энергоносителей включительно, в-третьих, всю совокупность обслуживающих бизнес-процессов (ремонт, услуги по энергоэффективности, инжиниринг, измерения и др.). В целом энергетический бизнес имеет свои привлекательные и проблемные стороны. Вместе с тем можно выделить такие его сущностные отличия, как • инвестиционная рискованность; • государственное регулирование; • социальная ответственность; • высокая иыеллектуалоемкость. Перечисленное делает бизнес в энергетике достаточно слож- ной сферой предпринимательства. Авторы разделяют ту пози- цию, что становление частного бизнеса в электроэнергетике станет пусковым механизмом кардинального повышения эф- фективности отрасли и обеспечения общественных интересов в электро- и теплоснабжении. Однако это предполагает созда- ние государством комплекса определенных условий во внешней среде и прежде всего прозрачных и работоспособных систем защиты инвестиций и прав собственности, антимонопольного, технического и тарифного регулирования. Вместе с тем, и это не менее важно, успешное развитие бизнеса предопределяет- ся профессиональными и деловыми качествами его субъектов: собственников энергокомпаний, направляющих деятельность менеджмента, и менеджеров, управляющих бизнес-процессами. Чтобы эти качества были адекватны современным требованиям, указанные субъекты нуждаются в соответствующем образова- нии и подготовке. Надо иметь в виду, что в связи с развитием рыночных отношений в энергетику устремляется широкий круг лиц, не имеющих специальных знаний в области техники и тех- нологии производства, что, как показывает опыт, препятствует успешному ведению дел в этой отрасли. В то же время инже- нерам-энергетикам необходимы базовые знания по экономике,
8 ПРЕДИСЛОВИЕ финансам, маркетингу, организации рынков, управлению ком- паниями. Все сказанное обусловило цель настоящей книги', дать чита- телю системные сведения, касающиеся внешних и внутриотрас- левых условий, факторов и механизмов становления и ведения энергетического бизнеса. При этом в комплексе рассматривают- ся технико-технологический, организационно-экономический и социальный аспекты данной проблемы. Книга рассчитана на широкую аудиторию читателей. Кроме названных выше субъектов энергобизнеса, она рекомендуется студентам и слушателям программ MBA, которые, используя ее как систематизированный курс, углубят усвоение основной про- граммы образования. Авторы надеются, что эта книга даст возможность всем заин- тересованным лицам более уверенно включиться в энергетиче- ский бизнес и избежать многих ошибок на этом нелегком пути.
1 ЭНЕРГЕТИКА КАК СФЕРА БИЗНЕСА ВВЕДЕНИЕ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС ОТРАСЛЕВЫЕ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ НОРМАТИВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЮ ЭФФЕКТИВНОСТЬ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ПРОИЗВОДСТВА ПРОГРЕССИВНЫЕ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ ТЕХНОЛОГИИ
11 ГЛАВА 1 1 Бизнесы в области генерации, сбыта и сервисов относятся к конкурентным видам, в области передачи (сетевые услуги) - к регулируемым. ВВЕДЕНИЕ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС ВИДЫ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО БИЗНЕСА 1 В широком смысле энергетический бизнес — это любая коммерческая (предпринимательская) деятельность в от- раслях топливно-энергетического комплекса, включая и сфе- ру использования энергоносителей. Ее конечными результа- тами являются разнообразные энергетическая продукция и услуги - товары, предназначенные для реализации на соот- ветствующих рынках, В настоящей книге этот бизнес рассматривается примени- тельно только к электро- и теплоэнергетике. В связи с этим продукцией следует считать электрическую и тепловую энер- гию, производимую на электростанциях и различных тепло- источниках. Энергетические услуги подразделяются на два вида: услуги по энергоснабжению и сервисы. Первые охваты- вают деятельность поставщиков по передаче энергии по маги- стральным и распределительным электрическим и тепловым сетям, а также по сбыту (торговле) энергоносителей. Вторые (сервисы) включают множество видов самых разнообразных вспомогательных услуг в сферах генерации, передачи, сбыта и полезного использования энергии. Сюда, в частности, от- носят ремонтное обслуживание, услуги по рационализации энергопотребления (повышению энергоэффективности), ин- жиниринг (технические решения и проекты в области модер- низации), биллинг (измерения и расчеты). В табл. 1.1 приве- дена группировка рашых видов энергетического бизнеса по определенным классификационным признакам. В зависимости от принятых моделей энергетических рынков могут различаться и формы организации энергетического биз- неса. Так, отдельные бизнес-функции могут сосредоточивать- ся в независимых энергокомпаниях: генерирующих, сетевых (магистральных и распределительных), сбытовых, сервисных1. В энергохолдингах их будут осуществлять дочерние структуры, координируемые корпоративным центром (управляющей ком- панией). В вертикально интегрированных организациях специ- ализированные бизнес-функции выполняют производственные структуры с разной степенью экономической самостоятельно- сти и ответственности. Следует также отметить, что рассматриваемый бизнес осно- вывается не только на частной форме собственности на энер- гоактивы. Ведь в рыночной экономике в качестве субъекта, из- влекающего прибыль от хозяйственной деятельности, могут выступать федеральные и региональные органы исполнительной
12 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС ВИДЫ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ БИЗНЕСОВ Классификационный признак Вид или область бизнеса Вид энергоносителя Электроэнергетика Теплоэнергетика Комбинированное производство (энергоснабжение) Количество энергоносителей в одной поставке Специализированный (один) Мультиэнергетический (несколько) Отраслевая принадлежность Энергетика общего пользования Коммунальная энергетика Промышленная энергетика Связь с основным технологическим процессом П роизводственный* Непроизводственный Бизнес-функция Генерация Передача Сбыт Сервис Наличие (отсутствие) конкуренции Монопольный (регулируемый) Конкурентный (нерегулируемый) Форма собственности Частный Государственный Муниципальный Таблица 1.1 * Производство и передача энергии по магистральным и распределительным сетям, энергоремонты власти, а также органы местного самоуправления. При условии эффективного общественного контроля они принимают решения исходя из общепринят] ix коммерческих критериев и даже всту- пают в конкурентные отношения с представителями частного бизнеса. При этом они могут сдават- свое имущество в аренду частным компаниям-операторам, которые берут в управление соответствующие активы и обеспечивают высокоэкономичную и надежную эксплуатацию энергообъектов. Наконец, в той или иной степени они могут принимать участие в акционерном ка- питале энергокомпаний, вплоть до владения контрольными па- кетами акций. Особо необходимо сказать о промышленной энергетике как об- ласти энергетического бизнеса. Здесь следует обратить внимание на тенденцию коммерциализации энергохозяйства предприятий и выделения внутреннего энергоснабжения в отдельную бизнес- функцию, причем начиная от предоставления экономической са- мостоятельности подразделениям энергохозяйства (на принципах самоокупаемости) и кончая созданием отдельных энергоснабжа- ющих компаний в структуре крупных промышленных корпора- ций. Другой немаловажный фактор - сооружение собственных энергоисточников и выход энергоемких предприятий на рынки в качестве продавцов энергоносителей (прежде всего электриче- ской и тепловой энергии). Все это позволяет рассматривать про- мышленную энергетику как важную часть современных бизнес- структур в сферах электро- и теплоснабжения.
РАЗДЕЛ 1 ЭНЕРГЕТИКА КАК СФЕРА БИЗНЕСА 13 СУБЪЕКТЫ БИЗНЕСА Субъектами, принимающими основополагающие решения в сфере энергетического бизнеса, являются собственники активов и топ-менеджеры энергетических организаций. Собственника- ми могут быть юридические и физические лица (акционеры и владельцы энергообъектов), правительственные органы (феде- ральные и региональные), муниципалитеты. Следует иметь в виду, что разные формы собственности, су- ществующие в энергетике, имеют свои преимущества и недо- статки. Например, считается, что субъекты частной собствен- ности более адекватно реагируют на ценовые сигналы рынка, инвестиционно активны и ориентированы на рост эффектив- ности производства. В то же время есть мнение, что, опираясь на государственную или муниципальную собственность, мож- но лучше реализовать общественные интересы в области энер- госнабжения, связанные с надежностью, экологией, ресурсо- сбережением и стабильными ценами на энергоносители. Наша позиция заключается в том, что достоинства любой формы собственности проявляются на практике только через со- ответствующую систему управления. Если, скажем, правитель- ство способно предложить эффективную систему управления определенными энергоактивами, то государственная собствен- ность свой потенциал в данных условиях раскроет. В против- ном случае эта форма просто дискредитирует себя в глазах общества. Аналогично, если владелец предприятия не сможет наладить эффективный менеджмент, то преимущества частной собственности здесь также реализованы не будут. Из сказанного можно сделать три вывода: структура соб- ственности в энергетике 1) представляется сложной, т е. основанной на сочетании разных форм; 2) различается по странам с учетом сложившейся сравни- тельной эффективности государства и частного бизнеса как хозяйствующих субъектов, а также национальных традиций и представлений о роли государства в энергообеспечении страны. Заметим, что эта структура подвижна и может меняться на раз- ных этапах экономического развития страны; 3) выстраивается с учетом того обстоятельства, что для каждой формы существует своя наиболее подходящая область энергетики. В частности, государственная собственность вос- требована для таких важных системообразующих энергообъ- ектов, как национальная электрическая сеть, крупные гидро- электростанции, иногда атомные электростанции (особенно на начальном этапе становления частного бизнеса в электроэнер- гетике), причем лучше, если это будут акционерные компании с контрольным пакетом у государства. Другая разновидность общественной собственности - муниципальная - находит свое
14 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС 1 Подчеркнем, что здесь не идет речь о мелких акционерах (миноритариях). место в городских системах теплоснабжения через участие в акционерном капитале энергокомпаний. Конечно, при этом и государство, и органы местного самоуправления должны на- учиться эффективно управлять собственностью, доверенной им обществом. Принимая во внимание курс на становление частного бизнеса в энергетике России, обратимся к характеристике его субъектов - крупных собственников, владеющих энергопредприятиями, кон- TponnpvioiHHx финансовые потоки и менеджмент в акционерных компаниях и определяющих стратегию их развития. Для них существует три основных пути в энергетический бизнес: • приобретение активов энергокомпаний и отдельных энер- гопредприятий ; • конкурсное инвестирование в новые энергообъекты; • создание собственных бизнес-структур. Первый путь связан с приватизацией существующих объек- тов (генерирующих и сетевых), осуществляемой государством, в частности, через механизм конкурсных торгов (аукционов). Второй - предполагает участие в конкурсах инвестиционных проектов на создание новых генерирующих мощностей; побе- дители на определенных условиях получают в собственность построенный и введенный в эксплуатацию объект. Примерами третьего пути - создания собственных бизнес- структур - являются сооружение независимых источников электро- и теплоснабжения на промышленных предприятиях, образование энерготрейдинговых компаний и энергосервисных организаций различного профиля (в том числе специализиру- ющихся в области комплексного управления активами энерго- предприятий и консалтинга). В процессе становления и развития энергетического биз- неса участвуют собственники двух типов; дадим им наимено- вания спекулятивный и квшифицированный. Спекулятивный собственник1 использует, как правило, первый путь вхожде- ния в энергетический бизнес - покупку предприятий и активов (пакетов акций) приватизируемых компаний. В основе таких операций лежит расчет на рост рыночной стоимости активов компании в недалеком будущем (особенно если они считаются недооцененными), а также на устойчивое и существенное по- вышение цен на энергию. Подобного собственника мало инте- ресуют качество менеджмента, эффективность производства, инвестиции в развитие бизнеса. Он изначально настроен на его перепродажу по более высокой цене и (или) максимизацию прибыли исключительно за счет предельной загрузки мощно- стей, поэтому нередко нацеливает менеджмент на игнорирова- ние требований по надежности и качеству энергоснабжения и режимных распоряжений органов диспетчерского управления. Такой собственник, несмотря на то что приносит государству доход от приватизации, не только бесполезен для российской
РАЗДЕЛ 1. ЭНЕРГЕТИКА КАК СФЕРА БИЗНЕСА 15 энергетики в ее нынешнем состоянии, но и дискредитирует в обществе саму идею энергетического бизнеса. Противопоставляемый спекулятивному квалифицированный собственник обладает следующими характерными признаками: • рассматривает энергобизнес в качестве основного и по- стоянного; • воспринимает свой бизнес как социально ответственный; • считает долгосрочные цели бизнеса приоритетными; • ориентирован на инновационное развитие компании; • постоянно готов к конструктивному взаимодействию с менеджментом компании и органами власти. Принимая во внимание перечисленные признаки, можно дать следующее наиболее емкое определение: квалифицированный собственник — это стратегический инвестор с выраженным восприятием социальной ответственности своего бизнеса. Если персонифицировать такого собственника как физиче- ское лицо, то это хорошо образованный человек, обладающий знаниями в области права, финансов, экономики, энергетиче- ской технологии, достаточными, чтобы корректно ставить цели менеджерам, обсуждать проблемы и контролировать их дея- тельность. Следует особо подчеркнуть, что акцент на иннова- ционную деятельность в сочетании с принципом социальной ответственности бизнеса потребует от собственника определен- ных технических знаний. Причем, как показывает практика, в этом отношении в России образовался серьезный пробел, недо- пустимый для эффективного ведения бизнеса в такой сфере, как электро- и теплоэнергетика. Однако речь, конечно, не идет о подмене менеджеров ком- пании ее собственниками. У каждого уровня свои функции в управлении бизнесом. Собственник, как правило, нацелен на рост стоимости компании и повышение ее финансовой эффек- тивности. Он определяет стратегические цели, контролирует финансовые потоки, отслеживает эффективность своего менед- жмента, решает ключевые кадровые вопросы. При этом он дол- жен иметь ясные представления о механизмах формирования связей между техническими, экономическими и финансовыми аспектами деятельности организации. Руководство компании и менеджеры по видам деятельности организуют бизнес-процессы, обеспечивают текущее управ- ление, разрабатывают и осуществляют стратегию компании. В связи с этим первоочередная задача собственника - сформи- ровать высококвалифицированный состав менеджмента и нала- дить с ним эффективное взаимодействие. Понятно, что с позиций общественных интересов необходи- мо поставить заслон на пути проникновения в отрасль собствен- ников откровенно спекулятивного типа и, наоборот, создать все условия для привлечения квалифицированных бизнесменов. Для этого приватизация энергетических объектов проводит- ся на конкурсных условиях с обягательным предварительным
16 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС квалификационным отбором претендентов (физических и юри- дических лиц). Также надо шире практиковать аукционы инве- стиционных проектов с последующей передачей объекта в соб- ственность. Причем такие торги следует проводить в отношении не только новых энергомощностей, но и для существующих объектов, подлежащих реконструкции и техническому перево- оружению. Последнее имеет весьма важное значение, если учи- тывать состояние основных фондов отечественной энергетики. СОЦИАЛЬНАЯ ОТВЕТС1 ЦЕННОСТЬ Принцип социальной ответственности является ключевым в характеристике цивилизованного энергетического бизнеса. Он непосредственно вытекает из уникального значения энергетики для жизни современного общества. Социально ответственным может считаться тот бизнес, дей- ствия субъектов которого (собственников и менеджеров) спо- собствуют реализации соответствующих общественных инте- ресов или, по крайней мере, не входят с ними в противоречие. Применительно к рассматриваемому бизнесу указанные инте- ресы в самой общей формулировке заключаются в устойчивом обеспечении спроса на электрическую и тепловую энергию на основе надежного, безопасного и экологичного энергоснабже- ния с минимальными нагрузками на природные топливно-энер- гетические ресурсы. Действовать в соответствии с принципом социальной от- ветственности для субъектов производственного энергобизнеса означает: • неукоснительное выполнение всех установленных правил работы на энергетических рынках и в составе энергоси- стем; • поддержание безотказной работы и хороших экологиче- ских характеристик генерирующего и сетевого оборудова- ния с помощью своевременного ремонтного обслужива- ния, модернизации и замены; • обеспечение системной надежности путем содержания резервов мощностей и выполнения режимных распоряже- ний органов диспетчерского управления; • участие в осущест влении национальных и региональных энергетических программ, а также в разработке и реализа- ции схем электро- и теплоснабжения городов; • исключение долговременных перегрузок сетевого обо- рудования и применение правила «социального при- оритета» при очередности подключения потребителей к электрическим сетям с ограничениями по пропускной способности. Перечисленные признаки можно квалифицировать как нор- мы социальной ответственности энергетического бизнеса. Сре- ди них выделяются нормы рекомендательного и обязательного
РАЗДЕЛ 1. ЭНЕРГЕТИКА КАК СФЕРА БИЗНЕСА 17 1 У собственника с высокой культурой ведения бизнеса эти факторы перепле- таются в сложном взаимодействии, и он не всегда ясно пред- ставляет себе главный побудительный мотив ответственных реше- ний. характера (последние относятся ко всему, что связано с надеж- ностью энергоснабжения). Необходимо подчеркнуть, что в формировании социально от- ветственного бизнеса участвуют два фактора: этический и эко- номический1. Первый является продуктом длительного эволю- ционного развития рыночных отношений в конкретной стране и характерной чертой так называемого цивилизованного бизнеса нашего времени. Его значение, конечно, не надо умалять, но не стоит и переоценивать, особенно если принять во внимание со- временный этап общественного развития в России. Второй (экономический) фактор связан с более прагматич- ными соображениями. Реализация принципа социальной от- ветственности требует перераспределения ресурсов компании в те сферы деятельности, которые не приносят увеличения те- кущих доходов, но, по существу, минимизируют риск их поте- ри в перспективе. Наглядный пример - затраты на повышение надежности энергоснабжения, представляющие собой форму самострахования ущербов от аварийных ситуаций, которые в особо неблагоприятных условиях способны вообще обрушить бизнес. Таким образом, квалифицированный собственник, создаю- щий ответственный энергобизнес, сознательно идет на некото- рое ограничение финансовых результатов в краткосрочном пе- риоде в пользу долговременной стабильности своего бизнеса. Такая политика может преследоват ь и конкретную цель улуч- шения его общественного имиджа, а это доверие клиентов и хо- рошие взаимоотношения с местными властями, т.е. прямые и косвенные экономические выгоды. Ведение реального социально ответственного бизнеса, веро- ятно, будет сталкиваться с непростой проблемой определения оптимальной величины ресурсов, отвлекаемых на указанные цели. Выход состоит в создании системы целенаправленного государственного стимулирования социальной ответственно- сти в виде разнообразных льгот, преференций и компенсаций. Особое значение это имеет, например, для привлечения част- ного бизнеса к участию в энергетических программах разных уровней. Вместе с тем грубые нарушения определенных норм от- ветственности руководителями энергетического бизнеса, спо- собные вызвать тяжелые последствия (например, перегрузка электросети или невыполнение команд органов диспетчерского управления), должны пресекаться адекватными экономически- ми и административными санкциями. Следовательно, государство как представитель обществен- ных интересов выполняет важную функцию создания благо- приятных экономических условий для практической реализа- ции принципа социальной ответственности в энергетическом бизнесе.
18 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС Особо следует сказать о ценах на энергию. Так, нередко вы- сказывается мнение, что поддержание некоторых «социально приемлемых цен» должно входить в пакет норм общественной ответственности частного бизнеса. Такая позиция в корне не- верна. Тарифы определяют либо рынок в соответствии со спро- сом и предложением, либо уполномоченные на это специальные государственные органы. В последнем случае социальную от- ветственность за ценообразование несет регулятор. Как уже указывалось, социальная ответственность энерго- бизнеса относится к числу основных признаков квалифициро- ванного собственника, но, чтобы «поставить» бизнес данного типа, ему необходимо обратить самое серьезное внимание на укрепление технического менеджмента (это следует из характе- ра приведенных выше норм социальной ответе! венности). ПРИВЛЕКАТЕЛЬНОСТЬ ДЛЯ ИНВЕСТОРА Известно, что энергетические объекты изначально явля- ются особо капиталоемкими, ремонтоемкими, а инвестиции в электроэнергетику имеют относительно длительные сроки оку паемости. Причем в этой отрасли всегда будет весьма неблаго- приятное для инвесторов соотношение между продажной ценой электроэнергии и стоимостью основного капитала. Положение усугубляется, когда эти факторы проецируются на российскую действительность: высокий физический износ основного капи- тала и низкий технико-экономический уровень производствен- ного аппарата, причем в преддверии ожидаемых высоких темпов экономического роста. Поэтому налицо серьезнейшая проблема привлечения инвестиций для отечественного энергетического бизнеса, механизмы решения которой находятся только в ста- дии становления. Привлекательность бизнеса в сфере электро- и теплоэнер- гетики определяется оценками собственников (инвесторов) по- тенциальных возможностей реализации своих интересов (глав- ным образом финансовых целей). Она выражается, в частности, в таких показателях, как • приток (отток) инвестиций в отрасль; • интенсивность конкуренции на приватизационных аукци- онах; • частота смены собственников в основных бизнесах (гене- рация, передача, сбыт); • доля частного бизнеса в обороте электроэнергии. Выбор вида бизнеса осуществляется на основе экономиче- ских оценок и субъективных предпочтений. В числе последних рассматриваются свои финансовые и организационные возмож- ности, опыт, образование, амбиции, отношение к риску в бизне- се и другие индивидуальные характеристики. Оценки привлекательности дифференцируются по видам биз- неса и формируются с учетом следующих основных факторов:
РАЗДЕЛ 1. ЭНЕРГЕТИКА КАК СФЕРА БИЗНЕСА 19 • требования к продукции (услуге) - функциональное на- значение и качесз венные характеристики; • ожидаемая рентабельность инвестируемого капитала; • характер спроса на про дукцию (услугу); • вид деятельности (монопольная, конкурентная); • условия входа на рынок; • риски. Рассмотрим приведенные факторы применительно к основ- ным видам производственного энергобизнеса. Продукция (услуги). Электрическая энергия и тепловая энер- гия являются продуктами всеобщего потребления, обладающи- ми стандартными параметрами качества (частота и напряжение, давление и температура). Поэтому рынки, на которых обраща- ются эти энергоносители, отличаются колоссальной емкостью, мощнейшими финансовыми потоками и практическим отсут- ствием продуктовых инноваций, что повышает их структурную стабильность. Все эти особенности в совокупности, безусловно, способствуют сравнительной привлекательности энергетиче- ского бизнеса в целом. Здесь невозможны весьма беспокойные для бизнеса изменения в ассортименте продукции, мотивиру- емые в других отраслях неценовой конкуренцией, нередко до- вольно жесткой (сотовая связь, компьютеры и др.). На этот товар всегда будет спрос. Однако следует иметь в виду, что хотя альтернативы электро- энергии как энергоносителю в подавляющем большинстве слу- чаев действительно нет, это не означает, что ее будут покупать по любой назначенной цене. Ведь если цена превысит некоторый приемлемый уровень, то одни будут ее потреблять, но переста- нут платить; необходимо учитывать, что энергопредприятия, по существу, кредитуют своих клиентов, так как выработка и потре- бление совпадают по времени, но не совпадают с установленны- ми сроками оплаты. Другая часть потребителей среагирует бо- лее цивилизованно и адекватно - перейдет на самообеспечение энергией и мощностью. Отметим, что это, как правило, самые выгодные клиенты для электроэнергетики - крупные энергоем- кие промышленные предприятия. В связи с этим энергобизнес не может не принимать во внимание низкий в обозримой перспекти- ве платежеспособный уровень большинства населения регионов России и угрозу потери значительных финансовых поступлений от промышленности как итог пренебрежения именно ценовой конкуренцией со стороны мощных потребителей. Это реалии, ко- торые, конечно, снижают потенциальную эффективность энер- гетического бизнеса в нашей стране. Есть и еще один момент. Даже если определенная часть то- варопроизводителей примет высокие цены, то это, естествен- но, спровоцирует опасные инфляционные процессы, которые в результате товарооборота в конечном счете ударят по самому источнику - безответственному энергобизнесу. Что произойдет дальше - вполне понятно без комментариев.
20 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИМ БИЗНЕС Рентабельность. Величина прибыли, получаемая в расче- те на единицу вложенного капитала, зависит от многих фак- торов: стоимости основных фондов объекта; отпускных цен (тарифов) на энергоносители; цен на топливо; мощности и технико-экономической эффективности энергетических уста- новок. В связи со сложившимися соотношениями между та- рифами на энергию и капиталоемкостью энергообъектов в целом рентабельность инвестируемого капитала в электро- и теплоэнергетике ниже среднепромышленного уровня. Но она существенно различается внутри энергетической отрасли, в частности в зависимости от типов энергоустановок, которыми оснащаются электростанции, котельные и другие энергопред- приятия. Например, сегодня рентабельность может оказаться относительно выше для газотурбинных и парогазовых устано- вок небольшой мощности, чем для крупных электростанций, а рентабельность теплоисточников больше, чем электрогенери- рующих объектов. Частный капитал, что вполне естественно, устремляется в те сферы энергетики, где финансовая эффек- тивность на данный момент складывается на уровне макси- мальных значений. Однако это далеко не всегда соответствует долгосрочным общественным интересам. Спрос. Динамика спроса на энергоносители оказывает боль- шое влияние на эффективность рассматриваемого бизнеса. Как известно, энергетические предприятия отличаются высоким уровнем фондоемкости и значительной долей постоянных из- держек в себестоимости. Для таких производств любое изме- нение выручки от реализации всегда порождает более сильное изменение прибыли (действие «операционного рычага»). При- чем, чем выше удельный вес постоянных затрат, тем больше этот эффект. Отсюда следует важный вывод: в условиях стабильно ра- стущего спроса эффективность, а значит, и привлекательность энергобизнеса практически всех видов резко возрастают, а при падающем спросе - так же интенсивно уменьшаются. Более того, в последнем случае бизнес ожидают убытки, если их нель- зя компенсировать за счет цен или диверсификации деятельно- сти. В этом отношении заметим, что ожидаемая динамика спро- са на тепло- и электроэнергию в условиях России создает для бизнеса благоприятные возможности. Если спрос начнет расти стабильно высоким темпом, то эф- фективность данного бизнеса будет максимальна. В противном случае не исключаются даже банкротства энергокомпаний (осо- бенно имеющих в инвестированном капитале большую долю заемных ресурсов). Вид деятельности. В конкурентных видах бизнеса (напри- мер, генерации) цены не регулируются государством, а склады- ваются под влиянием спроса и предложения. Свободные цены привлекают бизнес и мотивируют технологические инвести- ции, так как вся полученная прибыль остается у собственника
РАЗДЕЛ 1. ЭНЕРГЕТИКА КАК СФЕРА БИЗНЕСА 21 и не подлежит никаким ограничениям. Однако при этом необ- ходимо помнить, что и весь инвестиционный риск собственник принимает на себя (конечно, в условиях реальной конкуренции производителей). Понятно, что чем слабее конкуренция, тем бо- лее привлекательным становится вход в рынок. В монопольной деятельности (передача энергии) цены регу- лируются, а следовательно, установлены определенные огра- ничения на прибыль, например, для электросетевой распреде- лительной компании. В этом случае появляется возможность переложить (по крайней мере, частично) инвестиционный риск на потребителя, так как устанавливаемый тариф должен гаран- тировать окупаемость капиталовложений. Тарифы на таком рынке, как правило, более предсказуемы, чем на конкурент- ном, и всегда возможно обосновать регулятору более прием- лемую цену. Вход в рынок. Лицо (юридическое или физическое), прошед- шее квалификационный отбор и вступившее в права собствен- ности на энергообъект, получает лицензию на участие в работе энергетического рынка. Далее субъект бизнеса получает доступ к сетевой инфраструктуре и вступает в договорные отношения с другими участниками рынка. Однако следует подчеркнуть, что при определенных условиях собственник может испытывать серьезные затруднения по входу в рынок. Так, причиной это- го может стать олигополистическая структура оптового рынка, сложившаяся в результате слияния компаний, как реакция на обострение конкурентной борьбы. При этом немногочисленные крупные поставщики не заинтересованы во вступлении новых компаний на рынок и постараются его заблокировать, напри- мер, путем согласованных манипуляций ценами. Из сказанного следует, что отсутствие дискриминационных барьеров на всех этапах вхождения в рынок является важным дополнительным стимулом для субъектов энергетического бизнеса. Риски. При оценке привлекательности энергетического биз- неса рекомендуется обратить внимание на следующие виды ри- сков: • инвестиционный; • ценовой; • финансовый; • технический; • регулировочный. Анализ рисков призван дать ответ на два вопроса: а) насколь- ко существен данный риск? б) каким образом можно его нейтра- лизовать? Инвестиционный риск - это риск недополучения прибыли при реализации инвестиционного проекта. Его можно значи- тельно снизить, если перейти на сооружение установок комби- нированного энергоснабжения небольшой мощности с исполь- зованием прогрессивных газотурбинных технологий. В случае
22 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС крупных объектов необходим ы государственные гарантии до- ходности проекта (предоставляемые, в частности, победителям инвестиционных торгов). Ценовой риск. Он вызван, во-первых, нерегучярными суточ- ными колебаниями цен на электроэнергию на организованном (биржевом) оптовом рынке. В результате крайне сложно органи- зовать процесс планирования производства в компании даже в краткосрочном периоде. Решение проблемы состоит в развитии мощного рынка (внебиржевого) двусторонних долгосрочных контрактов и страховании ценовых рисков на организованных (биржевых) рынках финансовых контрактов; во-вторых, не- определенностью перспективной динамики цен на природный газ. Пока можно уверенно утверждать, что цены будут расти. Однако многое зависит от политики реформирования газовой отрасли. Финансовый риск связан с неплатежами потребителей, а так- же нарушениями финансовых обязательств различными участ- никами энергетических рынков. Риск неплатежей ложится на энергосбытовые компании, что побуждает их обращать особое внимание на борьбу с коммерческими потерями (хищениями) энергии. В частности, рекомендуется выявлять группы «риска» среди потребителей и устанавливать более жесткие условия при заключении договора энергоснабжения. Целесообразно ввести и специальное страхование финансовых рисков энергосбыто- вых организаций. Технический риск — это угроза отказов оборудования, сни- жения технической надежности электро- и теплоснабжения и перерывов в подаче энергии потребителям. Технологические процессы на энергетических предприятиях отличаются высо- кой сложностью, что требует высококвалифицированного, а значит, весьма дорогостоящего эксплуатационного, ремонтного и управленческого персонала. Кроме того, энергопредприятия работают в сложной системе многоканальных внешних связей с проектировщиками, строителями, монтажниками, постав- щиками топлива, оборудования, ремонтных и других услуг. Большое количество разных контрактов и жесткие требования к качеству перечисленных услуг объективно делают энергети- ческий бизнес более рископринимаюгцим, нежели какой-либо другой. Кардинальная нейтрализация данного риска требует наличия у компании соответствующей технической политики и высококвалифицированного технического менеджмента. В то же время целесообразно ввести дифференцированную плату за надежность на розничном и оптовом рынках, т.е. рассматри- вать надежность как особый вид адресной услуги по энерго- снабжению. Надежность можно также рассматривать как объ- ект страхования. Регулировочный риск порождается неожиданными и небла- гоприятными для бизнеса действиями органов регулирования
РАЗДЕЛ 1. ЭНЕРГЕТИКА КАК СФЕРА БИЗНЕСА 23 энергетики. Причем он может иметь место как в конкурент- ном, так и в монопольном секторе. Проявляется во многих аспектах: ценообразовании, экологическом регулировании, налоговом регулировании, стандартах по надежности энер- госнабжения, правилах работы на рынках. Отметим, что это тот вид риска, на который субъект бизне- са практически влиять не может. Поэтому собственники, как правило, реагируют на него особенно болезненно, и его воз- действие на привлекательность энергетического бизнеса значи- тельно. Следовательно, необходимо, чтобы все решения регу- ляторов были предельно прозрачны и предсказуемы. Если же действия регулятора, предпринимаемые в русле общественных интересов, наносят частному бизнесу экономический ущерб, то он должен возмещаться в обязательном порядке в той или иной форме. Таким образом, в качестве общего вывода следует заклю- чить, что энергетический бизнес, весьма престижный в любой стране, в то же время характеризуется высокой сложностью, социальной ответственностью и рискованностью во многих аспектах. Причем в связи с управлением рассмотренными рисками участие государства имеет решающее значение: это, во-первых, правовое обеспечение действий субъектов бизнеса по нейтрализации рисков; во-вторых, система финансовых га- рантий для инвесторов, работающих в условиях повышенного риска, и компаний, специально участвующих в национальных энергопрограммах; в-третьих, эффективный механизм регули- рования бизнеса, минимизирующий внешние риски для соб- ственников энергообъектов.
24 ГЛАВА 2 ОТРАСЛЕВЫЕ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ ОБЩЕСТВЕННЫЕ ФУНКЦИИ И СТРУКТУРА ЭНЕРГЕТИКИ Часть энергетического комплекса, снабжающая народное хо- зяйство преобразованными энергоносителями, включает элек- тро- и теплоэнергетику. Их общественная миссия как базовых инфраструктурных отраслей (наряду с топливными) состоит в обеспечении энергетической безопасности страны — важней- шего элемента национальной безопасности. Ведь энергия — один из главных факторов производства и формирования современ- ного общества в целом. Электроэнергетика является ведущим звеном энергетики страны. Рассматриваемая как производственно-технологи- ческий комплекс, она включает установки для генерирования электроэнергии, совместного (комбинированного) производ- ства электрической и тепловой энергии, а также передачи электроэнергии к абонентским установкам потребителей. Электроэнергетика призвана выполнять следующие важные общественные функции. 1. Надежное и бесперебойное электроснабжение потреби- телей в соответствии с действующими государственными стан- дартами параметров качества электроэнергии. 2. Обеспечение дальнейшей электрификации народного хо- зяйства как процесса расширения использования электроэнер- гии для получения разных форм конечной энергии (механиче- ской, тепловой, химической и др.) и замены электричеством других энергоносителей. 3. Развитие теплофикации городов: процесса высокоэффек- тивного централизованного теплоснабжения на основе комби- нированной выработки электрической и тепловой энергии. 4. Вовлечение в топливно-энергетический баланс страны (через производство электрической энергии) возобновляемых источников энергии, низкокачественного твердого топлива, ядер- ной энергии. В этом случае в электроэнергетике сокращается ис- пользование дефицитных и высококачественных видов топлива, прежде всего природного газа, который находит более эффектив- ное применение в других отраслях народного хозяйства. Подчеркнем, что указанные функции должны осуществлять- ся с учетом общественных требований к рациональному рас- ходованию топливно-энергетических ресурсов страны и эколо- гичности энергетического производства. Электроэнергия - самый прогрессивный и уникальный энер- гоноситель. Ее свойства таковы, что она способна трансформи-
РАЗДЕЛ 1. ЭНЕРГЕТИКА КАК СФЕРА БИЗНЕСА 25 роваться практически в любой вид конечной энергии, в то время как топливо, непосредственно используемое в потребительских установках, пар и горячая вода - только в механическую энер- гию и тепло разного потенциала. Применение электроэнергии в производстве позволяет интенсифицировать технологические процессы (резко увеличивать скорость их протекания), обеспе- чивает их полную автоматизацию и высокую точность регули- рования, что ведет к значительному росту производительности труда, сокращению расхода материальных ресурсов и повыше- нию качества продукции. При этом некоторые прогрессивные процессы, в частности, в металлургии и химии вообще не до- пускают использования каких-либо других энергоносителей. Кроме того, на стадии потребления электроэнергия - самый экологически чистый энергоноситель. Ее можно передавать на большие расстояния, что позволяет обслуживать широкий круг потребителей включая регионы, не обеспеченные достаточны- ми ресурсами органического топлива. На уровне народного хозяйства страны экономические и со- циальные преимущества электроэнергии наглядно проявляются в тесной корреляционной связи между такими показателями, как производство валового внутреннего продукта в расчете на душу населения и электропотребление на одного жителя. Ста- тистические данные по разным странам мира показывают, что в общем случае там, где выше душевое потребление и выработка электроэнергии, наблюдается и более высокий уровень эконо- мического развития (рис. 2.1). На рисунке также показано влия- ние на электропотребление природно-климатического фактора; так, северные страны отличаются (при прочих равных услови- ях) более электроемкой экономикой. Электроэнергия производится на электростанциях разных ти- пов: тепловых (ТЭС), идравлических (ГЭС), атомных (АЭС), а также на установках, использующих так называемые нетрадици- онные возобновляемые источники энергии (НВИЭ). Основным 30 Рис. 2.1. Зависимость объема потребления электроэнергии от уровня экономического развития страны (2001 г.)1. Площадь круга пропорциональна объему потребления электроэнергии. 1 Энергорынок. Профессиональный журнал. 2005. Март. 27 24 21 18 15 12 9 6 3 О Норвегия Швеция Финляндия. фканада ..- Австрия Белый: Япония^) „ Германия . Россия .Чехия Корея.---"'?' Цвенгриа?Оо"” О С .- .О"'° Испания .. ^уЧЭольша Греция ^.Данйя’^-х/ ) франция Великобритания Италия 5 10 15 20 25 30 35 40 ВВП на душу населения по паритету покупательной способности (ППС), тыс. долл.
26 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС типом электростанций являются тепловые, на которых исполь- зуется органическое топливо: уголь, газ, мазут. Среди НВИЭ наибольшее распространение в мире получили солнечные, ве- тровые, геотермальные электростанции, установки, работаю- щие на биомассе и твердых бытовых отходах. Тепловые электростанции оборудуются паротурбинными энергоблоками различных мощностей и параметров пара, а так- же газотурбинными (ГТУ) и парогазовыми (ПГУ) установками. Последние могут работать и на твердом топливе (например, с внутрицикловой газификацией). Основу производственного потенциала электроэнергетики России составляют электростанции общего пользования; на них приходится более 90% генерирующих мощностей. Остальная часть - ведомственные электростанции и децентрализованные энергоисточники. В структуре мощностей электростанций общего пользова- ния лидируют паротурбинные ТЭС (рис. 2.2). Тепловые элек- тростанции включают конденсационные (КЭС), генерирующие только электроэнергию, и теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), на ко- торых осуществляется комбинированная выработка электро- энергии и тепла. В топливном балансе ТЭС определяющую роль играет природный газ. Его доля составляет около 65% и превышает долю угля более чем в 2 раза. Участие нефтетоплива незначительное (менее 5%). Рис. 2.2. Структура генерирующих мощностей электроэнергетики В соответствии с Энергетической стратегией страны до 2020 г. в структуре генерирующих мощностей предполагает- ся увеличить долю АЭС (примерно в 1,5 раза по сравнению с 2000 г.), а также снизить долю природного газа в топливном балансе ТЭС, соответственно существенно повысив использо- вание угля. Стимулом структурных изменений в топливном балансе электро- энергетики будет увеличение цен на газ и изменение сложившегося соотношения цен на уголь и газ. Энергетической стратегией опреде- лено, что конкурентоспособность угольных ТЭС по сравнению с га- зовыми достигается при цене газа в 1,6-2 раза выше, чем цена угля (в расчете на 1 т условного топлива). Такие ценовые пропорции обеспе- чат предусматриваемое энергетической стратегией России снижение доли газа и увеличение доли угля в структуре потребляемого ТЭС топлива.
РАЗДЕЛ 1. ЭНЕРГЕТИКА КАК СФЕРА БИЗНЕСА 27 Концепцией технической политики РАО «ЕЭС России» опре- делено, что при новом строительстве, техническом перевоору- жении и реконструкции ТЭС, исполыующих природный газ, следует применять только парогазовые и газотурбинные техно- логии (см. главы 5 и 11). Использование паросиловых техноло- гий для этих целей запрещается. Электростанции объединены электрическими сетями разно- го уровня напряжения на параллельную работу в районные элек- троэнергосистемы, которые в свою очередь образуют объеди- ненные энергосистемы (ОЭС). Электрические связи между ОЭС формируют единую энергосистему страны (ЕЭС). Основными технологическими элементами электросетевого комплекса слу- жат линии электропередачи (воздушные и кабельные) и транс- форматорные подстанции с соответствующим вспомогательным оборудованием. Различают магистральные и распределитель- ные электрические сети; последние доводят электрическую энергию от узлов нагрузг.и до абонентских установок потре- бителей. Линии электропередачи напряжением 0,4-1150 кВ имеют общую протяженность порядка 3 млн км, в том чис- ле ма1 истральные электросети напряжением 220-1150 кВ - 157 тыс. км. Для обеспечения надежного энергоснабжения и качества электроэнергии в соответствии с требованиями технических регламентов в масштабе всей ЕЭС создана система опера- тивно-диспетчерского управления (ОДУ). Она построена по иерархическому принципу; ее верхний уровень представлен организацией - системным оператором (СО) ЕЭС России, ко- торому подчинены органы ОДУ объединенных и районных энергосистем. Свои функции органы ОДУ осуществляют через централизованное управление технологическими режимами работы объектов электроэнергетики и электропотребляющих установок потребителей. Как указано в Федеральном законе об электроэнергетике (ст. 5), «технологическую основу функционирования электро- энергетики составляют единая национальная (общероссий- ская) электрическая сеть, территориальные распределитель- ные сети, по которым осуществляется перейача электрической энергии, и единая система оперативно-диспетчерского управ- ления». В хозяйственном отношении основные производственные объекты электроэнергетики объединены в составе компаний энергохолдинга «РАО ЕЭС», независимых акционерных энерго- компаний, промышленных предприятий, а также предприятий коммунальной энергетики (в двух последних случаях - неболь- шие ТЭЦ). Таким образом, имеют место разная ведомственная (балансовая) принадлежность и различные формы собственно- сти на активы предприятий электроэнергетики. К объектам теплоэнергегики относятся теплоисточники (паровые и водогрейные котельные), а также тепловые сети
28 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС 1 Часть теплоэнергии (около 30%) выраба- тывается в России на ТЭЦ, которые относят- ся к объектам электро- энергетики. (магистральные и распределительные) с трубопроводами, насо- сными станциями и тепловыми пунктами1. Котельные имеют разную ведомственную принадлежность (муниципальные, промышленные и др.). Среди них выделяют- ся централизованные теплоисточники, обслуживающие целый район теплоснабжения или группу разных потребителей, и де- централизованные, прикрепленные к конкретным абонентам. В частности, к децентрализованным причисляют котельные мощностью до 20 Гкал/ч; в целом с учетом ТЭЦ в России цен- трализованно вырабатывается около 70% тепловой энергии. Но дальность передачи тепла, в отличие от электроэнергии, ограни- чена по технико-экономическим соображениям: для пара всего до 1,5-2 км, для горячей воды - до 20-30 км. Главными функциями теплоэнергетики в обществе являются: • надежное и бесперебойное обеспечение потребителей не- обходимыми им теплоносителями с требуемыми объем- ными и качественными параметрами; • поддержание теплового комфорта в жилых и обществен- ных зданиях (в строгом соответствии с температурами на- ружного воздуха). Данные функции должны реализовываться на основе вне- дрения экономически и экологически оптимальных схем тепло- снабжения городов и сельских районов страны. Тепловая энергия в виде пара и горячей воды широко при- меняется в различных отраслях народного хозяйства для технологических нужд, отопления, вентиляции и горячего водоснабжения. Следует подчеркнуть, что электроэнергия и те- плоэнергия - взаимозаменяемые и конкурирующие энергоноси- тели. Особенно это касается силовых и среднетемпературных процессов, где в качестве энергоносителя может использоваться как пар различных параметров, так и электричество. При благо- приятных экономических предпосылках электроэнергия может заменять горячую воду в низкотемпературных процессах, обе- спечивая более качественное pei улирование параметров и по- требительский комфорт. ВЛИЯНИЕ ТЕХНОЛОГИИ НА ЭКОНОМИКУ Технологический процесс энергоснабжения имеет следую- щие уникальные особенности. 1. Совпадение во времени процессов производства и по- требления энергии. Эта главная технологическая особенность электроэнергетики вызвана невозможностью крупномасштабно- го коммерческого аккумулирования энергии в сочетании с высо- кой скоростью транспорта энергоносителей. Отсюда следует, что режим производства энергии однозначно определяется режимом ее потребления. Практически это означает, что при хронологиче- ской неравномерности потребления энергии спрос на нее в каж- дый момент времени должен покрываться в строгом соответствии
РАЗДЕЛ 1. ЭНЕРГЕТИКА КАК СФЕРА БИЗНЕСА 29 с графиком нагрузки конкретного потребителя. Следовательно, в данном периоде времени (например, в течение суток) потреби- тель должен быть обеспечен не только определенным объемом энергии, но и соответствующей мощностью. Графики нагрузок - важный инструмент производственного планирования и текуще- го оперативно-технологического управления. Режим энергопотребления, отражаемый графиками нагрузок потребителей, оказывает сильное влияние на издержки энер- гетического производства на отдельных энергопредприятиях. Чем больше неравномерность графика нагрузки, по которому вынуждена работать электростанция, котельная или районная энергосистема, тем выше себестоимость энергии, а значит, и ее отпускная цена. Энергогенерирующие установки, функционирующие в пере- менном режиме, должны находиться в постоянной готовности к несению максимальных нагрузок. Издержки, связанные с поддержанием готовности энергооборудования, возмещают- ся потребителями в виде отдельной платы за присоединенную мощность (максимальную нагрузку) независимо от величины энергопотребления за расчетный период, т.е. уровня использо- вания этой мощности. Невозможность создания запасов готовой продукции в элек- троэнер1етике требует наличия резервов генерирующих мощ- ностей, пропускной способности электрических и тепловых сетей, а также запасов топливных ресурсов. Величина этих ре- зервов нормируется, а затраты на их формирование и содержа- ние включаются в стоимость энергии. Одновременность производства, передачи, распределения и потребления электроэнергии является основной причиной чет- кого разграничения вопросов хозяйственного и оперативно-тех- нологического (диспетчерского) управления в энергетических системах. Режим работы предприятия в электроэнергетике име- ет гораздо большее значение, чем в промышленном производ- стве. Поэтому ведение режимов передается самостоятельному аппарату диспетчерского управления энергосистемой, состоя- щему из ряда иерархических звеньев - от главного диспетчера до начальника смены электростанции, руководящего работой эксплуатационного (вахтенного) персонала. В результате управ- ления режимами достигается оптимальное распределение на- грузки между агрегатами, имеющими разную экономичность, что позволяет минимизировать издержки производства в целом по энергосистеме. Технологическое единство производства и потребления энер- гии предопределяет необходимость тесного экономического взаимодействия энергокомпаний и потребителей. Основными направлениями такого взаимодействия являются: • рационализация режимов энергопотребления; • формирование взаимоприемлемых тарифов на энергию;
30 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС • координация планов развития энергопотребляющих уста- новок, генерирующих и транспортных мощностей энерго- систем. 2. Непрерывный характер производственного процесса. Эта особенность обусловливает высокий уровень автоматиза- ции производства и управления технологическим процессом. Как известно, высокоавтоматизированное производство отлича- ется высокими фондовооруженностью и производительностью труда. Таким образом, электроэнергетика принадлежит к числу малотрудоемких отраслей народного хозяйства, а в производ- ственных издержках энергетических предприятий составляю- щая по оплате труда занимает незначительную долю. При этом численность персонала определяется установленной мощнос- тью электростанций и не зависит от выработки электроэнергии, т.е. от режима использования этой мощности. Между тем значительная сложность и высокая скорость осу- ществления технологического процесса вызывают большие пси- хофизиологические нагрузки на оперативный персонал энерго- предприятий и органов диспетчерского управления. Работники должны иметь высокую профессиональную квалификацию, психологическую устойчивость, дисциплинированность. При- чем важное значение имеют как производственный опыт от- дельных работников, так и четко отлаженное взаимодействие различных подразделений и служб. Таким образом, очевидна особая роль человеческого фактора в электроэнергетике. Отсюда следуют два вывода. Во-первых, по уровню оплаты труда персонал энергокомпаний должен занимать одно из веду- щих мест в народном хозяйстве. Во-вторых, требуется регуляр- но выделять значительные средства для подготовки и повыше- ния квалификации кадров электроэнергетики. 3. Сложность и особые условия работы энергетического оборудования. Энергетическое оборудование, особенно уста- новленное на электростанциях, отличается конструктивной сложностью и большой металлоемкостью. В процессе эксплу- атации оно подвергается воздействию высоких температур, давлений, химически агрессивных сред, радиоактивности. По- этому при его изготовлении применяются специальные дорого- стоящие конструкционные материалы, способные в условиях нормальной эксплуатации достаточно продолжительное время выдерживать эти нагрузки без нарушения основных параметров технологического процесса. Указанные факторы определяют высокую капиталоемкость объектов электроэнергетики. Например, удельные капиталовло- жения в крупные ТЭС на угле превышают 1000 долл./кВт. Кроме того, сроки проектирования, строительства, монтажа и эксплу- атации крупных энергоблоков весьма длительные (до 5-8 лет и более для крупных ТЭС и АЭС мощностью несколько миллио- нов киловатт). Капитальные ремонты основного оборудования (парогенераторов, турбин) отличаются продолжительностью и большими издержками.
РАЗДЕЛ 1. ЭНЕРГЕТИКА КАК СФЕРА БИЗНЕСА 31 4. Взаимозаменяемость генерирующих установок. Уста- новки, вырабатывающие электрическую и тепловую энергию, могут использовать различные первичные энергоресурсы: • органическое топливо разных видов (уголь, газ, мазут и др.); • ядерную энергию; • возобновляемые источники энергии (гидроэнергию, сол- нечную, ветровую, геотермальную и др.). Технология энергетического производства может быть осно- вана на различных тепловых схемах и энергетических циклах: конденсационной и теплофикационной выработке электроэнер- гии; паротурбинном, газотурбинном и парогазовом (комбини- рованном) циклах. При этом генерирующие установки могут различаться единичными мощностями, параметрами пара (ТЭС и АЭС). В системах транспорта электроэнергии возможно при- менение переменного либо постоянного тока разных уровней напряжения. Технологическая взаимозаменяемость энергоустановок предопределяет многовариантность решения задачи энерго- снабжения региона. Выбор наилучшего варианта осуществля- ется на основе специальных экономических расчетов. В то же время взаимозаменяемость генерирующих энергоустановок ограничена их производственной специализацией, т.е. режима- ми использования в энергосистеме. Например, газотурбинная и гидроаккумулирующая электростанции могут рассматри- ваться как взаимозаменяемые и конкурирующие, потому что предназначены для работы в переменном режиме благодаря прежде всего своим маневренным качествам. Но газотурбин- ную станцию и крупную АЭС, предназначенную для работы в режиме постоянной нагрузки, считать взаимозаменяемыми неправомерно. АЭС следует сопоставлять с крупными паро- турбинными ТЭС, работающими на разных видах топлива. Нельзя считать взаимозаменяемыми и энергоустановки, выра- батывающие энергетическую продукцию разного ассортимен- та. Например, ТЭЦ, в установках комбинированного производ- ства которой генерируется электрическая и тепловая энергия, не может сравниваться с отдельной котельной или отдельной КЭС. Установка комбинированного производства может рас- сматриваться как взаимозаменяемая только с энергетическим комплексом: котельная + КЭС. С учетом указанных ограничений взаимозаменяемость гене- рирующих энергоустановок дает возможность разрабатывать и оценивать различные сценарии развития районных энергоси- стем и формировать для каждой из них оптимальную структуру энергетических мощностей исходя из критериев надежности, экологичности и экономичности энергоснабжения. 5. Низкий кпд генерирования электроэнергии. Электро- энергетика относится к весьма топливоемким отраслям народ- ного хозяйства. На современных крупных ТЭС, оборудованных
32 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС паротурбинными конденсационными энергоблоками, кпд в луч- шем случае несколько превышает 40%. Переход на парогазовый цикл позволяет увеличить кпд примерно до 60%. Тем не менее даже в этом случае около 40% тепла топлива непроизводитель- но выбрасывается в окружающую среду. Таким образом, основная составляющая издержек произ- водства на ТЭС связана с топливом (50 - 70% себестоимости). В этих условиях для электростанций, использующих дальне- привозной качественный уголь, может обостриться проблема надежности топливоснабжения (крупная угольная ТЭС потре- бляет в сутки несколько железнодорожных составов с топли- вом). Поэтому на ТЭС требуется создание больших оператив- ных и страховых запасов топлива. Так как возможности существенного роста кпд электростан- ций, а значит, снижения удельных расходов топлива на произ- водство электроэнергии в обозримой перспективе ограниченны, надо стремиться по возможности сокращать использование в электроэнергетике высококачественных, дорогих и дефицитных видов органического топлива, прежде всего природного газа и мазута. Естественно, что в каждом регионе эта проблема долж- на решаться с учетом местных условий формирования топлив- но-энергетического баланса. 6. Взаимодействие с окружающей средой. Характерной особенностью технологии производства энергии на ТЭС и АЭС является непрерывный сброс огромного количества тепла в окружающую среду - реки, озера, пруды и другие водоохлаж- дающие бассейны, а также в атмосферу (посредством градирен, систем испарительного охлаждения). При размещении вновь со- оружаемых электростанций это порождает трудности в подборе соответствующих площадок, которые позволяли бы обеспечить сброс тепла в непосредственной близости от них (проточная вода или искусственные гидротехнические сооружения больших раз- меров в виде водохранилищ, испарительных прудов, градирен). Гидротехнические сооружения для системы охлаждения ТЭС и АЭС требуют больших капитальных затрат. Более низкий, чем у ТЭС, коэффициент полезного исполь- зования тепла у большинства современных АЭС приводит к значительно большим для них потребностям в охлаждающей воде и соответственно большим затратам на гидротехнические сооружения. Тепловое «загрязнение» окружающей среды ТЭС, работа- ющими на органическом топливе, сопровождается огромным расходом кислорода из атмосферы, непрерывным выбросом га- зов, золы, а также вредных для растительного и животного мира окислов серы и азота. Это создает значительные экологические проблемы и влечет за собой крупные затраты на сооружение и эксплуатацию специальных природоохранных технических устройств.
РАЗДЕЛ 1 ЭНЕРГЕТИКА КАК СФЕРА БИЗНЕСА 33 РЕЖИМЫ ЭНЕРГОПОТРЕБЛЕНИЯ Режимы энергопотребления отражаются в графиках элек- трических и тепловых нагрузок: суточных, недельных, годовых. Такие графики широко применяются в практике производствен- ного планирования, ценообразования, оперативно-технологиче- ского (диспетчерского) управления. В частности, при помощи графиков электрической нагрузки решаются такие важные задачи, как • определение общей потребности в генерирующих мощно- стях электростанций в регионе (энергосистеме); • установление состава генерирующих мощностей энерго- систем; • экономичное распределение нагрузки между электростан- циями и отдельными агрегатами; • планирование ремонтов оборудования энергосистем; • разработка тарифов на энергию, дифференцированных по периодам суток, дням недели, сезонам года. Зависимость электрической нагрузки от времени суток отра- жается в суточном графике электрической нагрузки. Он может составляться как для отдельной электростанции, так и для рай- онных и объединенных энергетических систем. Полный суточный график нагрузки энергетической систе- мы складывается из графиков отдельных потребителей. Кроме того, учитываются расход электроэнергии на собственные нужды электростанций и потери в электрических сетях. Конфигурация суточных графиков энергосистемы определяется в основном осо- бенностями графиков нагрузки различных потребителей, долями в суммарной нагрузке коммунально-бытового сектора, одно-, двух-, трехсменных и непрерывно работающих предприятий (рис. 2.3). Рис. 2.3. Совмещенный суточный график электрической нагрузки крупного промышленного района в зимний период: I - коммунально-бытовая нагрузка; II - односменные промышленные предприятия; III - электрифици- рованный транспорт; IV - двухсменные промышленные предприятия; V - трехсменные промышленные предприятия и непрерывные производства 2 Энергетический бизнес
34 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС Рис 2.4. Изменение графика нагрузки энергосистемы по дням недели Графики электрической нагрузки различаются по сезонам и месяцам года, а также дням недели - рабочим и выходным (рис. 2.4,2.5). Для условий России электрическая нагрузка зимой больше, чем летом. Наименьшее ее значение называется миниму- мом нагрузки, он имее! место в ночные часы суток. В утренние и вечерние часы наблюдается повышение нагрузки, причем зи- мой более значительное, чем летом. Поэтому все неооходимые ремонты оборудоваши в электроэнергетике стремятся провести в летний период, чтобы в обязательном порядке обеспечить по- крытие зимнего максимума в самые короткие световые дни. Этот максимум называется пиком нагрузки. На его основе определяет- ся необходимая установленная мощность электростанций. Элек- трическая нагрузка в субботу, воскресенье и праздничные дни существенно ниже, чем в рабочие. Это может потребовать оста- новки ряда крупных энергетических агрегатов, что снижает их эксплуатационные показатели. В то же время у энергокомпаний появляется возможность проводить в такие дни ремонты обору- дования, обеспечивая тем самым надежность его работы. Рис. 2.5 Годовой график месячных максимумов нагрузки энергосистемы Суточные графики нагрузки можно разделить на базовую (базисную), ограниченную минимальной ночной нагрузкой, и переменную части (рис. 2.6). В свою очередь переменная часть подразделяется на полупиковую, которая располагает- ся между минимальной ночной и средней нагрузками, и пи- ковую - между средней и максимальной нагрузками. Такая структура графика нагрузки служит основой для определения
РАЗДЕЛ 1. ЭНЕРГЕТИКА КАК СФЕРА БИЗНЕСА 35 Рис. 2.6. Структура суточного графика электрической нагрузки энергосистемы: 1 - пиковая часть; 2 - полупиковая часть; 3 - базовая часть состава генерирующих мощностей электростанций энерго- системы. Обычно в обеспечении графика нагрузки участву- ют установки разной мощности, топливной экономичности и маневренности. При этом имеет место специализация элек- тростанций в покрытии отдельных частей графика нагрузки. Крупные высоко экономичные электростанции (ТЭС и АЭС) целесообразнее использовать с наибольшей возможной на- грузкой значительную часть года. Это так называемые базо- вые электростанции. Станции, используемые в течение ко- роткого периода времени только для покрытия максимумов нагрузки, соответственно являются пиковыми. Кроме того, в энергосистемах работают электростанции, занимающие про- межуточное положение по годовому числу часов использова- ния своей мощности, - полупиковые. В качестве пиковых применяются установки, отличающие- ся прежде всего высокой маневренностью, т.е. способностью быстро поднимать нагрузку, изменять ее в широком диапазоне. Они специально приспособлены для частых запусков и остано- вов. При этом их топливная экономичность особого значения не имеет, так как работают они в течение года непродолжительное время. К числу таких специализированных пиковых электро- станций относятся, например, газотурбинные, имеющие от- носительно низкий кпд, но высокие маневренные свойства и к тому же малую стоимость. Весьма перспективно сооружение в отдельных регионах гидроаккумулирующих электростанций, эффективно работающих в пиковых режимах. Графики нагрузки отдельных районных энергосистем могут существенно различаться по конфигурации и аналитическим
36 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС характеристикам. Это связано прежде всего с разной структурой потребителей и климатическими условиями в регионах страны. Различаются и способы покрытия региональных нагрузок, т.е. стрт ктура генерирующих мощностей, что определяется услови- ями топливоснабжения электростанций и наличием гидроэнер- гетических ресурсов. В результате совместного действия всех этих факторов в каждом регионе (энергосистеме) формируется своя стоимость энергии. Основные характеристики суточных графиков нагрузки (см. рис. 2.6) складываются из максимальной нагрузки Ртах, минимальной нагрузки /*т,п, среднесуточной нагрузки /’ср, плотности графика нагрузки (коэффициента заполнения) - от- ношения средней нагрузки к максимальной, неравномерности нагрузки - отношения минимальной нагрузки к максимальной. Годовой график нагрузки энер1 осистемы характеризуется та- ким показателем, как число часов использования максимума на- грузки, которое рассчитывается как отношение годового объема выработанной электроэнергии к годовому максимуму нагрузки. Плотность и равномерность графика нагрузки оказывают сильное влияние на экономические показатели энергосистемы и соответственно обслуживающих ее энергокомпаний. В част- ности, уплотнение графика ведет к снижению потребности в генерирующих мощностях, а также текущих издержек произ- водства за счет лучшего использования оборудования по мощ- ности и во времени. Конфигурация графика нагрузки зависит от структуры потребителей; например, повышение удельного веса коммунально-бытовой нагрузки при ее высокой неравномерно- сти вызывает разуплотнение общего графика. Это необходимо учитывать при опережающем росте электропотребления в бы- товом секторе. Уплотнение графиков нагрузки энергосистем может осу- ществляться путем государственных мер, внутриотраслевых мероприятий, а i акже на основе регулирования энергопотребле- ния непосредственно на предприятиях. К государственным общеорганизационным мерам отно- сятся распределение выходных дней промышленных предпри- ятий, распорядок начала работы, обеденных и межсменных перерывов, а также часовой сдвиг в летнее время. Отрасле- вые средства уплотнения графиков нагрузок - это объедине- ние энергосистем и аккумулирование электроэнергии в часы ночного спада нагрузки с последующей выдачей ее в часы системного максимума. Этой цели в наибольшей степени от- вечают гидроаккумулирующие электростанции (ГАЭС). В период «провала» нагрузки ГАЭС работает в насосном ре- жиме, затрачивая дешевую ночную электроэнергию, выраба- тываемую базовыми электростанциями, для закачки воды из нижнего водохранилища в верхнее. Это выравнивает график. В период максимальных нагрузок ГАЭС работает в генератор- ном режиме, onepai ивно срабатывая уровень воды из верхнего
РАЗДЕЛ 1. ЭНЕРГЕТИКА КАК СФЕРА БИЗНЕСА 37 1 В качестве таковых обычно рассматривают непрерывные (кругло- суточные) производ- ства с электроемкими технологическими процессами, допускаю- щими снижение потребляемой мощ- ности в широком диапазоне - вплоть до отключения на периоды утреннего и вечернего максимума (например, производ- ство ферросплавов, насосные установки водоотлива шахт). водохранилища и сокращая участие ТЭС в регулировании на- грузки. Регулирование энергопотребления на предприятиях направлено главным образом на уменьшение нагрузки, уча- ствующей в общем суточном максимуме энергосистемы, пу- тем перенесения ее на другие часы суток, а также на заполне- ние ночного «провала» графика нагрузки. В числе способов регулирования нагрузки предприятия-потребителя можно на- звать организацию ночных смен в промышленности, создание потребителей-регуляторов1, изменение времени проведения ремонтов оборудования, рациональное распределение нагруз- ки между отдельными агрегатами. В некоторых случаях ока- зывается целесообразным снижение (ограничение) мощности технологических установок в определенные периоды времени, компенсируемое ее форсированием в другое время, и создание необходимых запасов сырья и полуфабрикатов, позволяющих отключать на различные сроки отдельные агрегаты технологи- ческого процесса. Таким образом, регулирование режимов потребителей тре- бует определенных затрат. Стимулом для его осуществления служит снижение платы за электроэнергию, которое обеспечи- вается, в частности, с помощью дифференцированных тарифов. Так, стоимость 1 кВт-ч электроэнергии, потребляемой в ночные часы, устанавливается на самом низком уровне, а в часы мак- симальной нагрузки энергосистемы отпускается самая дорогая энергия. Летом она дешевле, чем зимой, а в выходные дни де- шевле, чем в рабочие. Следует подчеркнуть, что подобная дифференциация от- ражает объективные различия в затратах на производство энергии в разные периоды времени. Так, в часы ночного спада нагрузки практически вся электроэнергия вырабатывается на наиболее экономичных базовых электростанциях с низкими издержками. Напротив, в часы максимума стоимость энергии резко возрастает за счет дополнительного привлечения к по- крытию графика нагрузки низкоэкономичных ТЭС, находя- щихся в горячем резерве. Рационализация режимов электропотребления в целях уплот- нения графика нагрузки может производиться потребителями как самостоятельно, так и во взаимодействии с энергокомпани- ей, обслуживающей местную энергосистему. Во втором случае энергокомпания частично или полностью берет на себя расходы, связанные с регулированием нагрузки (см. главу 21). Следует подчеркнуть, что выбор способов регулирования и методов его стимулирования в конечном счете обусловлен ре- гиональными условиями энергоснабжения и действующей схе- мой организации энергетического рынка (одна интегрированная энергокомпания-монополист или несколько конкурирующих производителей энергии в регионе). Графики тепловой нагрузки, в отличие от графиков электри- ческой нагрузки, строятся не для энергосистемы в целом, а для
38 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС отдельных районов теплоснабжения: по пару (с дифференциа- цией по параметрам), горячей воде, а также суммарные. Суточные и годовые графики нагрузки определенного райо- на теплоснабжения складываются путем суммирования харак- терных графиков отдельных групп потребителей. Генерируемая тепловая мощность (нетто) должна быть больше максимальной тепловой нагрузки на величину потерь при передаче и в тепло- обменниках. Рис. 2.7. Суточные графики потребления технологического пара нефтеперерабатываю- щим заводом Суточный график тепловой нагрузки промышленного пред- приятия зависит от технологических режимов производствен- ных процессов, сменности, сезона года. Наиболее равномерные суточные графики имеют теплоемкие производства: химические, целлюлозно-бумажные, нефтеперерабатывающие (рис. 2.7, 2.8). Нагрузка отопления и вентиляции остается неизменной в течение суток или снижается в нерабочие часы. Нагрузка горячего водо- снабжения существенно меняется по периодам суток. Рис 2 8. Суточные графики потребления технологического пара предприятием легкой промышленности
РАЗДЕЛ 1. ЭНЕРГЕТИКА КАК СФЕРА БИЗНЕСА 39 Рис. 2.9. Годовой гра- фик потребления тепла нефтеперерабатываю- щим заводом I II III IV V VI VII VIII IX X XI XII Месяцы В течение года технологическое теплопотребление меняется главным образом за счет прироста тепловой нагрузки, измене- ния потерь в окружающую среду, расходов теплоты на разогре- вы агрегатов после холодных простоев, остановов и ремонта. Годовой график отопительной нагрузки показывает ее значи- тельные сезонные изменения (рис. 2.9).
40 ГЛАВА 3 НОРМАТИВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЮ НАДЕЖНОСТЬ ЭЛЕКТРО- И ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ Надежность электроснабжения характеризуется беспе- ребойностью обеспечения платежеспособного потребителя энергией заданного качества в заданном объеме и на определен- ном интервале времени. Надежность определяется такими свойствами энергетиче- ских систем, как безотказность оборудования, восстанав- ливаемость электроснабжения после отказов и ресурсообе- спеченность функционирования (прежде всего в отношении производственных мощностей и энергетических ресурсов). Потеря надежности выражается в утрате работоспособности и отключении отдельных элементов энергосистемы и возник- новении перерывов в электроснабжении потребителей. Такие перерывы могут носить плановый характер (с предварительным предупреждением потребителей) и аварийный (внезапное от- ключение). Они вызываются следующими факторами: • дефицитом генерирующих мощностей; • перегрузками оборудования электрических сетей (недо- статочная пропускная способность); • перебоями в топливоснабжении элекгростанций; • отказами оборудования (вызванными его повреждениями). Основными причинами аварийных отказов оборудования в свою очередь являются: 1) стихийные природно-климатические явления и другие форсмажорные обстоятельства; 2) критическая изношенность оборудования; 3) человеческий фактор — ошибочные дейс1вия оперативно- го персонала на энергопредприятиях и в органах диспет- черского управления. Аварии в электроснабжении могут быть двух видов: локаль- ные и системные. Во втором случае при неблагоприятном сте- чении нескольких факторов происходит внезапное массовое отключение потребителей на значительных территориях с дли- тельным периодом восстановления электроснабжения (до не- скольких суток). Как показывает опыт, системные аварии нано- сят огромный материальный ущерб (исчисляемый миллиардами долларов), а также вызывают сильнейший психологический стресс у населения. В крайних случаях дело может доходить до человеческих жертв. Необходимо подчеркнуть, что при высо- ком уровне электрификации и компьютеризации современного общества длительные перерывы в электроснабжении приобре- тают катастрофический характер.
РАЗДЕЛ 1. ЭНЕРГЕТИКА КАК СФЕРА БИЗНЕСА 41 В связи с этим предотвращение тяжелых системных аварий должно быть гарантировано соответствующими технически- ми средствами и постоянной готовностью персонала органов оперативно-диспетчерского управления решать три главные задачи: • предупреждение аварийных ситуаций еще на уровне пер- вичной симптоматики их возникновения; • своевременная локализация аварийных ситуаций, т.е. предупреждение распространения их до системного уровня; • восстановление электроснабжения в кратчайшие сроки. Для того чтобы управлять надежностью, надо иметь по- казатели, характеризующие ее технический и экономический аспекты. Так, уровень надежности электроснабжения в данной энергосистеме обычно оценивается с помощью технических ха- рактеристик: • количество (частота) отключений за определенный пе- риод; • продолжительность отключений; • объем недоотпущенной электроэнергии (мощности) в ре- зультате отключений нагрузки потребителей. Конкретно перечень показателей для измерения уровня на- дежности электроснабжения устанавливается национальными стандартами. В качестве примера можно привести три наиболее часто использу- емых в энергосистемах США индекса надежности. • Индекс средней частоты отключений системы. Рассматривает- ся путем деления общего числа долговременных (более 1 мин) отключений на общее количество обслуживаемых потребителей на определенной территории. • Индекс средней продолжительности отключений системы. Определяется путем деления суммарной продолжительности отключений на общее их количес гво. • Индекс средней продолжительности отключений потребите- лей. Совокупное время отключения потребителей (время, за- траченное на восстановление электроснабжения, умноженное на количество отключенных потребителей) делится на общее количество потребителей. Отметим, что энергокомпании обязаны вести статистику по- казателей, зафиксированных в национальном стандарте по на- дежности электроснабжения. Таким образом осуществляется мониторинг изменения уровня надежности в хронологическом аспекте. Кроме того, указанные характеристики могут исполь- зоваться в качестве обобщенных оценок технической эффектив- ности энергетического производства. Гарантированные показа- тели надежности также включаются в договоры энергокомпаний с потребителями.
42 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС В современной электроэнергетике надежность является не только технической, но и экономической категорией. В этом качестве она оперирует такими базовыми понятиями, как за- траты на ее обеспечение и ущерб от ее потери. Последний относится к числу вероятностных событий, т.е. можно говорить только о математическом ожидании его величины. Таким об- разом, возникает задача технико-экономической оптимизации уровня надежности, причем она должна решаться по-разному в гависимости от значимости фактора надежности для разных потребителей. В частности, нецелесообразно стремиться к до- стижению 100%-ной гарантированной надежности для всех электроприемников. Если рассматривать обеспечение надежности электроснабже- ния как специфическую услугу энергокомпании, то ее экономи- ческая оценка представляет собой стоимость надежности, ко- торая может быть выражена в двух формах: как удельный ущерб (издержки) потребителя, вызванный перерывами в электроснаб- жении, или как плата за некоторую гарантированную надежность, на которую готов пойти потребитель электроэнергии. С учетом баланса интересов энергокомпании и потребителя теоретически эти величины должны совпадать. Подобные экономические оценки надежности могут найти практическое применение: • при проектировании систем электроснабжения и опреде- лении оптимальных величин резервов энергетических мощностей; • разработке национальных стандартов по надежности; • обосновании размера компенсационных выплат потреби- телям со стороны энергокомпаний при нарушении дого- ворного (гарантированного) уровня надежности; • разработке тарифов на электроэнергию, дифференциро- ванных по уровням надежности электроснабжения; • определении величины финансовых стимулов (премий) для потребителей, согласных на отключения нагрузки и предоставляющих свои мощности в распоряжение си- стемного оператора; • страховании надежности электроснабжения в энергоком- паниях и у потребителей. Конечно, определенный экономический ущерб от ненадеж- ного электроснабжения несет и сама энергоснабжающая орга- низация (здесь мы не имеем в виду компенсационные выплаты). Он определяется: • потерями дохода от реализации электроэнергии; • затратами на аварийный ремонт оборудования электро- станций и электрических сетей; • перерасходом топлива на низкоэкономичных резервных агрегатах; • дополнительными затратами на пуск оборудования после его восстановления;
РАЗДЕЛ 1. ЭНЕРГЕТИКА КАК СФЕРА БИЗНЕСА 43 1 По аналогии могут рассчитываться ущер- бы и для отдельных отраслей народного хозяйства и промыш- ленности. 2 Если фактический уровень надежност и оказывается ниже договорного (оплачи- ваемого потребите- лем), то, как правило, потребителю возмеща- ется энергокомпанией нанесенный ущерб который подсчитывает- ся на основе реальных потерь данного по- требителя (за исклю- чением форсмажора, вызванного погодными явлениями). • увеличением потерь электроэнергии в электросетях при работе в режиме дополнительной (аварийной) нагрузки. Отметим, однако, что величина ущерба в энергокомпании в сравнении с потребительским ущербом, как правило, невелика. Наибольшие потери несут именно потребители электроэнергии. На промышленных предприятиях они связаны с сокращением выпуска продукции, снижением ее количества и повышением брака, порчей сырья и материалов, поломкой инструментов и оборудования, повышением износа оборудования. В отраслях непроизводственной сферы - жилищно-комму- нальном хозяйстве, бытовом обслуживании и торговле, на транс- порте, в других отраслях социальной инфраструктуры - отказы электроснабжающих систем приводят к ухудшению условий груда и быта, росту заболеваемости, снижению количества и качества коммунальных услуг, уменьшению фонда свободного времени населения и ухудшению качества его использования. При определении экономических оценок надежности используют- ся различные методы. Например, для агрегированных оценок в мас- штабе народного хозяйства привлекают макроэкономические показа- тели (ВВП). На их основе рассчитывается вероятная (нормативная) величина стоимости продукции, недополученной из-за перерывов электроснабжения (равная ВВП/кВт-ч потребленной электроэнергии за период)1. Средние ставки заработной платы могут быть использо- ваны для совокупной оценки стоимости потерь свободного времени населения — одного из основных элементов издержек этой категории потребителей, возникающих в связи со сбоями в электроснабжении. Другая группа методов основана на анализе рыночного поведе- ния потребителей. В частности, затраты потребителя на повышение надежности электроснабжения предприятия (резервные энергоисточ- ники, страхование ущербов) могут служить экономической оценкой предпочтительного уровня надежности. Если применяются тарифы на электроэнергию, дифференцированные по уровням надежности, то выбранный потребителем тариф автоматически рассматривается как рыночная стоимость услуги по надежности электроснабжения. Ино- гда затраты на надежность приравнивают к объему прибыли, недопо- лученной из-за отключения потребите тя. Методы опросов непосредственно выявляют мнение потребителей в отношении требований, предъявляемых ими к надежности. Так, про- мышленным и коммерческим потребителям може г быть предчоже но оценить издержки, вызванные конкретным отключением: потери про- дукции, брак, выход из строя оборудования. В другом случае потре- бителей просят назвать сумму, которую они готовы заплатить, чтобы избежать отключений, или сумму, которую они хотят получить в каче- стве компенсации за перерыв в электроснабжении2. При анализе надежности посредством экономических оце- нок используются различные характеристики ущерба: издерж- ки/отключение; издержки/кВт ч годового электропотребления;
44 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС издержки/кВт-ч годовой пиковой нагрузки; издержки/кВт-ч не- доотпущенной электроэнергии. Исследования показывают, что величина издержек в потре- бительском секторе от снижения надежности электроснабжения зависит от следующих основных факторов: • типа потребителя (промышленное, коммерческое пред- приятие, население); • частоты, продолжительности и масштаба отключений; • времени года и часов суток; • предварительного уведомления об отключении. При этом особое значение для потребителей имеет фактор внезапности перерыва в электроснабжении, а также чувстви- тельность технологического процесса к неожиданным отключе- ниям нагрузки. Предварительные уведомления об отключении позволяют потребителям соответствующим образом подгото- виться и во многих случаях существенно сократить указанные издержки. Установлено также, что, например, для населения одно дли- тельное отключение приносит больший ущерб, чем несколько последовательных отключений такой же суммарной продолжи- тельности. В то же время для коммерческих и промышленных потребителей имеет место обратная картина; так, для них одно отключение длительностью 1 ч создает меньший ущерб, чем 60 отключений по 1 мин. Заметим, что применение экономических оценок в управле- нии надежностью электроснабжения в условиях рыночных от- ношений имеет свои особенности; эти вопросы подробно рас- сматриваются в главе 8. Пример. Определение экономического ущерба от отказа обору- дования электросетевой компании. Описание события. Воздушная одноцепная линия электропередачи (ВЛ) ПО кВ, питающая промышленное предприятие, отключилась в 16 ч 20 мин (обрыв провода одной фазы) и в тот же день в 20 ч 20 мин после выполнения аварийного ремонта была введена в работу. В мо- мент отключения ВЛ несла нагрузку 25 МВт. Вторая питающая линия ПО кВ от той же подстанции также несла нагрузку 25 МВт, а после отключения была нагружена до 40 МВт. Данные для расчета ущерба. Длина ВЛ по трассе 80 км; недоот- пуск электроэнергии при простое ВЛ 40 МВт ч; потери мощности при работе одной ВЛ в нормальном режиме 15 кВт/км; потери мощности при работе ВЛ в аварийном режиме 40 кВт/км: затраты на аварийный ремонт ВЛ: заработная плата с начислениями 1294 руб., стоимость ма- териалов 4230 руб., расходы на автотранспорт и использование спец- механизмов 1328 руб. Удельный ущерб для промышленного предприятия 30 руб./ (кВт ч). Тариф на электроэнергию для предприятия 0,85 руб./(кВт ч). Тариф на передачу электроэнергии 0,18 руб./(кВт ч). Цена на электроэнергию на оптовом рынке 0,55 руб./(кВт ч).
РАЗДЕЛ 1. ЭНЕРГЕТИКА КАК СФЕРА БИЗНЕСА 45 Расчет ущерба для потребителя электроэнергии. Ущерб оценива- ется по агрегированному показателю для данной отрасли за вычетом стоимости недопоставленной электроэнергии: Уп = (30,0 - 0,85) • 40 000 = 1 166 000 руб. Расчет ущерба для электросетевой компании (без учета компен- сационной выплаты). Потеря дохода от недопоставки услуги по пере- даче энергоносителя (при условно-постоянных эксплуатационных из- держках): УС1 = 0,18 40 000 = 7200 руб. Затраты по оплате дополнительных потерь электроэнергии (при пере- даче дополнительной мощности на одной ВЛ в аварийном режиме) путем покупки электроэнергии на оптовом рынке: Ус2 = 0,55 (40 — 15 — 15) • 80 4 = 1760 руб. Затраты на аварийный ремонт ВЛ: Ус3 = 1294 + 4230 + 1328 = 6852 руб. Итого ущерб электросетевой организации: Ус2 = 7200 + 1760 + 6852 = 15 812 руб. Как видно из приведенного примера, ущерб для предприятия более чем в 70 раз превышает потери электросетевой компании - виновника перерыва в электроснабжении. Совпадение во времени процессов генерирования и потребле- ния энергии, невозможность складирования готовой продукции приводят к необходимости создавать резервы электрогенерирую- щих мощностей в энергосистемах. В соответствии с назначением различают следующие виды технологического резерва. Аварийный резерв предназначается для обеспечения элек- троснабжения в случаях снижения генерируемой мощности, вызванного аварийными простоями оборудования электро- станций и электрических сетей. Величина его принимается исходя из общей мощности всей энергосистемы, числа агре- гатов, установленных на электростанциях. Она должна быть не меньше мощности самого крупного агрегата в системе. 3 то же время величина этого резерва требует тщательно- го обоснования, так как затраты на его создание весьма зна- чительны, а недостаток приводит к снижению надежности энергоснабжения. Нагрузочный (частотный) резерв предназначен для поддер- жания частоты переменного тока в энергосистеме в норматив- ных пределах при возможных отклонениях максимума нагрузки от его расчетной величины. Он должен рассматриваться со- вместно с аварийным резервом, так как надежность и качество энергоснабжения гесно взаимосвязаны.
46 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС Ремонтный резерв пре/(назначен для компенсации мощно- сти, которая выводится в плановые ремонты. Он предусматри- вает возможность проведения текущих и капитальных ремонтов оборудования электростанций без отключения потребителей. Капитальные ремонты выполняются, как правило, при сезон- ном снижении нагрузки в энергосистеме (например, летом). Если этого снижения достаточно, то ремонтный резерв при мак- симальных нагрузках требуется в основном при проведении те- кущих ремонтов. Величина его зависит от общего количества агрегатов в системе, мощности ремонтируемых агрегатов, про- должительности планового ремонта, площади сезонного «про- вала» годового графика нагрузки энергосистемы. Указанные виды составляют так называемый оперативный резерв энергосистемы. Компенсационный (стратегический) резерв требуется для предупреждения возможных нарушений энергобаланса систе- мы вследствие неопределенности роста потребности в электро- энергии, а также вероятного отставания ввода новых генериру- ющих мощностей. Он определяется в процессе координации планов развития энергосистемы и отраслей-потребителей. Надежность теплоснабжения связана с определенной спе- цификой. Она вк цочает: • существенно меньший народно-хозяйственный ущерб от перерывов теплоснабжения по сравнению с электроснаб- жением; • отсутствие единых региональных систем теплоснабже- ния, подобных электроснабжающим, и ограниченность параллельной работы теплогенерирующих установок; • возможности аккумулирования тепла (размещение акку- мулирующих емкостей в различных точках систем тепло- снабжения позволяет повысить их надежность); • ни зкую вероятность выхода из строя теплогенераторов во время максимума нагрузки; • возможность увеличения тепловой мощности ТЭЦ за счет снижения ее электрической мощности. В условиях России одним из наиболее важных меропри- ятий по повышению надежности теплоснабжения являет- ся резервирование тепловых сетей (смежные магистрали от одной или разных ТЭЦ соединяются перемычками). Выбор диаметров магистралей следует производить с учетом допол- нительного транзитного расхода воды по ним в аварийных условиях. Существующие котельные с тепловой мощностью 210— 420 ГДж/ч (50-100 Гкал/ч) и более могут использоваться в ка- честве резервных источников теплоснабжения. В некоторых случаях целесообразно сооружение специальных резервных на- сосных станций и использование для резервирования рабочих насосных станций.
РАЗДЕЛ 1. ЭНЕРГЕТИКА КАК СФЕРА БИЗНЕСА 47 КАЧЕСТВО ЭНЕРГИИ Под качеством энергии следует понимать совокупность ее параметров (свойств), опросе чяющих способность электро- или теплоэнергии удовлетворять потребности различных энергоприемников в соответствии с их назначением. Надежность и качество электроснабжения тесно связаны. Например, понижение частоты тока в энергосистеме, вызванное дефицитом генерирующих мощностей, может потребовать от- ключения или ограничения части потребителей, т.е. снижения надежности электроснабжения при безотказной работе обору- дования. В связи с неразрывностью производства и потребления электроэнергии ее качес гво определяется не только производи- телем (его генерирующим, трансформирующим, передающим и распределяющим оборудованием), но и потребителем, характе- ристиками электроприемников. Показатели качества электроэнергии в сетях общего назначе- ния устанавливаются ГОСТом. Основным параметром является частота переменного тока. Стандартное значение частоты в нашей стране 50 Гц. В энергосистемах частота обычно изменяется в относитель- но небольших пределах, поэтому пользуются показателем от- клонений ее фактического значения от номинального. В ЕЭС России допустимы отклонения ±0.1 Гц. Такие узкие преде- лы изменения частоты обусловлены значительным влиянием этого параметра на технико-экономические показатели работы электроприемников. Так, снижение частоты вызывает умень- шение числа оборотов электродвигателей и падение произво- дительности механизмов, которые приводятся во вращение электродвигателями. В то же время значительное повышение частоты в энергосистеме может привести к повреждению обо- рудования, расстройству технологических процессов, разлад- ке автоматических линий. Отклонения и колебания частоты оказывают влияние и на работу оборудования электростанций. Изменяется мощность электродвигателей питательных насосов, вентилятооов и центро- бежных насосов. Чувствительны к понижению значений частоты электроприемники собственных нужд электростанций, где на- блюдается непроизводительный перерасход топлива. Кроме того, понижение частоты тока в системе может приводить к увеличе- нию потерь мощности и напряжения в электрических сетях. Частота переменного тока - общесистемный параметр, г.е. в любой точке энергосистемы она должна иметь одно и то же зна- чение. Поэтому изменение частоты может вызывать уменьше- ние выпуска продукции на всех промышленных предприятиях региона, получающих энергию от данной системы. Таким образом, отклонение частоты переменного тока от но- минального значения приводит к существенному ущербу как у потребителей электроэнергии, так и в энергосистемах.
48 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС Главной причиной понижения уровня частоты является не- баланс активной мощности в энергосистеме. Он может проис- ходить при непредвиденных, случайных и кратковременных (в разрезе суток) увеличениях электрической нагрузки сверх расчетного максимума. Нагру точный резерв предназначен для компенсации этих нерегулируемых колебаний нагрузки. Важ- ную роль в поддержании нормативного уровня частоты играет внутризаводское регулирование режимов электропотребления в целях выравнивания суточных графико з нагрузки предприятий и в итоге - снижения общего максимума энергосистемы. Значительные изменения частоты могут приводить к крупным системным авариям. Для предотвращения этого предусмотрены специальные автоматические устройства частотной разгрузки (АЧР), отключающие часть менее ответственных потребителей. После ликвидации дефицита мощности срабатывают автоматы повторного включения (АПВ). Следовательно, поддержание ча- стоты на необходимом уровне требует затрат на нагрузочный резерв и регулирующие устройства. Существенное влияние на работу электроустановок ока- зывают отклонения напряжения. Отклонение уровня напря- жения у потребителей происходит в основном вследствие небаланса реактивной мощности в энергосистеме. В связи с этим большое значение имеют мероприятия потребителей по повышению коэффициента мощности (например, установка статических конденсаторов). Допустимые пределы отклоне- ний напряжения от номинальных значений также установлены ГОСТом. Изменение напряжения оказывает неблагоприятное воздействие на работу осветительных приборов и асинхрон- ных двигателей, в совокупности составляющих значительную часть всех электроприемников. Так, понижение напряжения резко уменьшает световой поток, а следовательно, коэффици- ент полезного действия лампы и освещенность рабочей по- верхности. Но в этом случае увеличивается срок службы лам- пы. При повышении напряжения растет световой поток, но сокращается срок службы. Уменьшение освещенности рабочих мест влечет за собой снижение производительности труда и ухудшение его качества. Увеличивается число несчастных случаев на производстве. При понижении напряжения у асинхронных двигателей уменьшает- ся кпд и происходит интенсивное старение изоляции, повыше- ние приводит к перегрузке обмотки статора. Работа электротермических установок при снижении напря- жения существенно ухудшается, увеличивается длительность технологического процесса, а в некоторых случаях происходит полное егл расстройство. Падение напряжения питания элек- тропечей приводит к снижению их производительности. Ана- логично на электролизных установках уменьшается произво- дительность, повышаются удельные расходы электроэнергии и увеличивается себестоимость продукции.
РАЗДЕЛ 1. ЭНЕРГЕТИКА КАК СФЕРА БИЗНЕСА 49 Колебания напряжения - сравнительно быстрые изменения напряжения во времени - вызываются в основном работой от- дельных электроприемников и связаны с потреблением реак- тивной мощности. Они могут возникать при пусках мощных асинхронных двигателей, работе прокатных станов и электро- сварочных аппаратов, толчках тока в период плавки в электри- ческих печах. Колебания напряжения оказывают влияние на ра- боту осветительных приборов, которые меняют свои основные характеристики, вызывают повышенную утомляемость работа- ющих, снижают производительность труда. При наличии коле- баний напряжения в электросетях промышленных предприятий с установками высокочастотного нагрева, индукционными пе- чами, сварочными агрегатами может иметь место ущерб в виде брака продукции, повреждений оборудования, останова электро- установок, ухудшения качества сварки. Колебания напряжения, возникающие на крупных металлургических заводах, оказыва- ют влияние не только на работу своих электроприемников, но и на устойчивость энергосистемы и экономичность отдельных электростанций. Помимо отклонений и колебаний напряжения определенный народно-хозяйственный ущерб могут вызывать несимметприя в 3-фазной сети и несинусоидальностъ напряжения. Основной ис- точник несимметрии - однофазные нагрузки: дуговые и индук- ционные печи, сварочные агрегаты и др. Несинусоидальность обусловливается в основном регулируемыми вентильными пре- образователями. Несимметричные и несинусоидальные режи- мы приводят к дополнительным потерям мощности и энергии, повышенному нагреву электрооборудования, а следовательно, к ускоренному старению изоляции и повышенной аварийности. Эти режимы могут вызывать также ложные срабатывания ре- лейной защиты и телеуправления. В отличие от регулирования частоты, которое производится только в энергосистемах, регулирование параметров напря- жения может осуществляться непосредственно на промыш- ленных предприятиях. Для экономической оценки выбора и применения специальных компенсирующих и регулирующих устройств затраты на их приобретение, установку и эксплуа- тацию следует сопоставить с тем ущербом, который возникает у потребителя в связи с нарушением качества электроэнергии. Величина ущерба зависит от характера технологического про- цесса, состава электроустановок в системе электроснабжения предприятия, а также от параметров качества электроэнергии. Понижение ее качества в большинстве случаев приводит к та- ким последствиям, как • изменение количества и качества выпускаемой продук- ции; • порча сырья и материалов; • расстройство технологических процессов; • простои рабочих и ухудшение условий труда;
50 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС • повышение аварийности и повреждаемости оборудования; • сокращение срока его службы. В общем случае издержки, связанные с обеспечением уста- новленного ГОСТом качества электроэнергии на предприятиях- потребителях, можно разделить на три категории: А - затраты на разработку мероприятий по предупреждению ухудшения показателей качества (приобретение регулирующих и компенсирующих устройств, обучение персонала, расходы на его стимулирование); Б - затраты на организацию учета и контроля уровня каче- ства электроэнергии (содержание служб управления качеством, приобретение приборов, проведение лабораторных и стендовых испытаний); В - затраты, связанные с ликвидацией последствий (ущер- ба) от работы предприятия при пониженном качестве электро- энергии. Анализ издержек показывает, что затраты категорий А и Б гораздо меньше, чем затраты категории В. Контроль показателей качества проводится потребителем на границе балансовой принадлежности сетей в целях проверки соответствия фактических значений показателей качества допу- стимым, зафиксированным в договоре на пользование электро- энергией. Взаимная ответственность производителей и потребителей за поддержание качества электроэнергии может учитываться, например, при ценообразовании путем введения скидок и над- бавок к тарифам за электроэнергию. Показателями качества тепловой энергии, отпускаемой по- требителям, являются давление пара, температура и качество горячей воды. Пар, используемый на технологические цели в промышленности, подается разного давления. Наиболее рас- пространенное давление 0,6-0,8 МПа; часто требуется пар давлением 1,0-1,4 МПа, а в химических и нефтехимических производствах иногда нужен перегретый пар (3,0-4,0 и даже 8,0-9,0 МПа). На некоторых машиностроительных предпри- ятиях для привода моторов и прессов применяется пар давле- нием 0,8-1,5 МПа. На технологические нужды используется также горячая вода разной температуры. При этом по техническим условиям воз- можны различные требования к качеству исходной воды. В за- висимости от необходимой температуры горячей воды и требо- ваний, предъявляемых к ее качеству, применяются различные схемы горячего водоснабжения для технологических целей. Качество отопительных систем определяется их способнос- тью обеспечивать и непрерывно поддерживать комфортный температурный режим в отапливаемых помещениях. Это пред- полагает гибкое регулирование количества и температуры по- даваемого теплоносителя на уровне как теплоисточника, так и абонентских установок.
РАЗДЕЛ 1. ЭНЕРГЕТИКА КАК СФЕРА БИЗНЕСА 51 Особые требования должны предъявляться к гооячему водо- снабжению для бытовых целей. Здесь важны не только темпера- тура подаваемой воды, но и ее санитарные и основные органо- лептические характеристики: состав, прозрачность, цвет, запах. ЭКОЛОГИЧЕСКИЕ ОГРАНИЧЕНИЯ Быстрый рост мирового энергопотребления приводит к уве- личению воздействия энергетики на окружающую среду. Это воздействие чрезвычайно разнообразно и определяется в основ- ном типом энергоустановки (рис. 3.1). В настоящее время большая часть вырабатываемой электри- ческой энергии производится тепловыми электростанциями. Поэтому именно ТЭС представляют собой основной объект для изучения отрицательного влияния на биосферу. Они потребля- ют около трети добываемого в мире топлива. Например, ТЭС мощностью 2400 МВт потребляет при работе на угле 1000 т/ч твердого топлива и 1600 т/ч кислорода. Выбросы такой стан- ции, оборудованной электрическими фильтрами (кпд 99%), со- ставляют, т/ч: СО2 - 2300, Н2О - 250, SO2 - 34, NO2 - 9, зола - 2 (в атмосферу), зола - 190, шлак - 35 (твердые отходы). Воздействие ТЭС на окружающую среду зависит от исполь- зуемого топлива. При сжигании твердого топлива в атмосферу Рис. 3.1. Основные факторы воздействия энергетики на окружающую среду
52 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС поступают летучая зола, частицы недогоревшего топлива, серни- стый и серный ангидриды, окислы азота, фтористые соединения. В золе содержатся различные токсичные соединения - мышьяк, двуокись кремния и др. Использование жидкого топлива (мазутов) исключает из отходов производства только золу. При сжигании природного газа существенными загрязнителями становятся окис- лы азота, но в среднем их выбросы на 20% ниже, чем при сжигании твердого топлива. Это объясняется не только свойствами самого топлива, но и особенностями его сжигания. Таким образом, эко- логический ущерб от вредного воздействия ТЭС на окружающую среду в случае использования газа минимален в сравнении с дру- гими видами топлива. Сопоставление усредненных показателей по загрязнению атмосферы продуктами сжигания ТЭС при работе на различных видах топлива представлено в табл. 3.1. УСРЕДНЕННЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ ЗАГРЯЗНЕНИЯ АТМОСФЕРЫ ТЕПЛОВЫМИ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯМИ,Г/(КВТЧ) Вид загрязнителя Вид топлива Каменный природный уголь Бурый уголь Мазут Газ SO2 6,00 7,70 7,40 0,002 Твердые частицы 1,40 2,70 0,70 - ЫО2 21,00 3,45 2,45 1,900 Фтористые соединения 0,05 0,11 0,004 - Таблица 3 1 Кроме того, ТЭС оказывают вредное тепловое воздействие на окружающую среду, влияют на ландшафт местности. В среднем для сооружения ТЭС необходима площадь 2-3 км2, а с учетом золоотвалов, подъездных дорог она возрастает до 3-4 км2. На этой территории изменяются рельеф местности, экологическое равновесие, структура почвы. Крупные градирни существенно увлажняют микроклимат в районе ТЭС, способствуют образо- ванию туманов, моросящих дождей, а в зимнее время - инея и изморози. С охлаждающей водой в водоемы сбрасывается боль- шое количество тепла, повышающее температуру воды в них, что влияет на изменение флоры и фауны. Значительное коли- чество тепла попадает в атмосферу с уходящими газами, из-за неполного сгорания топлива (химический и механический недо- жог) теряется через изоляцию конструктивных элементов и др. В последние юды повсеместно повышается внимание к использованию возобновляемых источников энергии: гидро- энергии, солнечной и энергии ветра, морей и океанов, тепла под- земных источников. Преобразование энергии возобновляемых источников в электричество и тепло на сегодняшнем технологи- ческом уровне обходится чрезвычайно дорого. Однако проблемы, связанные с уменьшением запасов топлива и увеличением отрица- тельного воздействия на природу в процессе энергопроизводства,
РАЗДЕЛ 1. ЭНЕРГЕТИКА КАК СФЕРА БИЗНЕСА 53 вынуждают изыскивать средства для повышения эффективно- сти этих видов энергии. Считается, что все эти источники эко- логически чисты. Однако не надо забывать, что и здесь воздей- ствие на окружающую среду может быть ощутимым. Солнечные станции - это огромные пространства, покрытые сол- нечными батареями или зеркалами. Основным материалом в солнеч- ных батареях является арсенид галлия, т.е. соединение металла с ядо- витым веществом — мышьяком. При массовом внедрении солнечных батарей потребуется развитие экологически вредной отрасли химии. С ветроэнергетическими установками связан вид загрязнения, ко- торый не всегда учитывается, — шумовое. Когда в американском штате Огайо была построена крупнейшая ветросиловая установка высотой более 100 м и мощностью 10 МВт, она проработала всего несколько суток. Жизнь в радиусе нескольких километров сделалась невозмож- ной. Дело не только в слышимом шуме. В шуме, создаваемом ветря- ком, сильна инфразвуковая компонента, а инфразвук с частотой 7 Гц, совпадающей с ритмом головного мозга, способен вызывать сильней- шие расстройства здоровья. Повышению внимания к экологическому аспекту энер1 ети- ки России способствовало принятие законов «Об охране атмос- ферного воздуха» (1999 г.) и «Об охране окружающей среды» (2002 г.), в которых впервые в практику природоохранной дея- тельности в законодательном порядке введены такие понятия, как «экологическая нагрузка на природную среду», «экологиче- ские и технические нормативы». Следует отметить, что при планируемом увеличении доли угля в топливном балансе электроэнергетики ожидается суще- ственное обострение экологических проблем и ужесточение экологических ограничений. В связи с этим приоритетными задачами природоохранной технологической стратегии в России становятся: • создание головных образцов промышленных установок очистки газов от окислов серы и азота; • освоение принципиально новых технологий подготовки и очищения топлива. Необходимо форсировать создание головных экологически чистых энергоблоков, предназначенных для работы на основ- ных видах твердого топлива страны. Проекты таких блоков включают перспективные и наиболее эффективные решения по сжиганию топлива, очистке дымовых газов, водоподготовке и утилизации золошлаковых отходов, в том числе котлов с «кипя- щим слоем»; ПГУ с внутрицикловой газификацией; новые элек- тро- и рукавные фильтры; методы совмещенной очистки газов от окислов серы и азота. При этом экологические требования к разрабатываемым технологиям находятся на уровне прогрес- сивных зарубежных нормативов (табл. 3.2).
54 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС ЭКОЛОГИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ К ВНОВЬ ВВОДИМЫМ КОТЕЛЬНЫМ УСТАНОВКАМ Паропроизво- дительность котла (тепловая мощность) Твердые частицы, кг/МДж Газообразованные окислы, _ Приведенная зольность топлива,% кг/МДж Вид топлива _ : _ <1,0 < 4,0 > 4,0 серы азота 420 т/ч и более (300 МВт,или 1000 ГДж/ч) Природный _ _ _ _ 125 газ Мазут 50 - - 400 185 Каменный 50 150 400 240/480* уголь ' Бурый уголь 50 100 150 400 225 Менее 420 т/ч Природный _ _ _ _ 250 газ Мазут 150 - - 600 290 Каменный 150 150 600 470/575 уголь ' Бурый уголь 150 150 150 600 340/440 * В числителе - для твердого шлака, в знаменателе - для жидкого шлака. Таблица 3.2 В связи с ратификацией Российской Федерацией Киотского протокола для энергетики актуально снижение производства парниковых газов (главным образом СО2). Выбросы СО2 элек- тростанциями составляют ~ 30% от эмиссии этого газа в стране. Основные способы снижения выбросов СО?: повышение энер- гоэффективности, переход на другие виды топлива, внедрение возобновляемых источников энергии. Значительный эффект до- стигается при комбинированной выработке электроэнергии и тепла на ТЭЦ. По имеющимся оценкам, повышение топливной экономичности угольных энергоблоков и ТЭЦ может сократить эмиссию СО2 на 20% и более. Существуют мнения, что с присо- единением России к Киотскому протоколу существенно расши- рились возможности для развития именно нетра (иционных воз- обновляемых источников энергии (альтернативной энергетики). Дело в том, что средства, полученные Россией от продажи части неизрасходованной квоты на выброс парниковых газов другому государству, могут быть вложены в альтернативную энергети- ку (в соответствии с Протоколом целевое использование этих средств носит обязательный характер).
55 ГЛАВА 4 ЭФФЕКТИВНОСТЬ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ПРОИЗВОДСТВА СИСТЕМА ПОКАЗАТЕЛЕЙ Эффективность можно рассматривать как меру реализа- ции определенных целей и как соотношение между результата- ми и затратами, необходимыми для их получения. Эффективность — это сложная системная категория, от- ражающая как многоцелевой характер деятельности энер- гокомпании, так и ее взаимодействие с субъектами внешней среды. Система показателей эффективности, характеризующих от- дельные стороны деятельности энергокомпании, дает комплекс- ную оценку качества ее менеджмента. Такая оценка необходима как для руководства компании, так и для ее собственников-ак- ционеров, потребителей энергии, регулирующих органов, об- щественных групп (экологических движений), внешних инве- сторов. В системе показателей эффективности выделяются три основных блока: • результативность; • экономичность; • рентабельность. Результативность как элемент эффективности отражает ре- ализацию основных целей компании в • производственной деятельности; • инновационной сфере; • управлении спросом (взаимодействии с потребителями); • природоохранных мероприятиях. Производственная результативность измеряется показате- лями, характеризующими энергообеспечение потребителей по объему поставок энергии, мощности и качественным параме- трам энергоносителей. Инновационная результативность в технической сфере мо- жет быть представлена такими показателями, как коэффициен- ты выбытия и обновления основных фондов, возрастная струк- тура фондов. Результативность деятельности по взаимодействию с по- требителями энергии (маркетинговой деятельности) может быть оценена, например, по доле инвестиций компании в ра- ционализацию энергопотребления, по коэффициентам, отра- жающим неравномерность и плотность графиков нагрузки, а также в целом по итогам выполнения специальных программ по управлению спросом (см. главу 21). Результативность эколо- гической деятельности должна показывать, как энергокомпания
56 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС выполняет установленные нормативы выбросов загрязняющих веществ. Следует подчеркнуть, что общий принцип расчета результа- тивности заключается в определении отношения фактически до- стигнутого конечного результата, выражающего степень реализа- ции данной функции, к плановому (нормативному) показателю. Экономичность (экономическую эффективность) следует рассматривать в двух аспектах: как производительность ресур- сов и как удельные издержки производсз ва (себестоимость про- дукции). Показатели производительности ресурсов включают: • удельные расходы топлива на отпуск электрической и те- пловой энергии; • производительность труда (например, удельную числен- ность персонала в расчете на единицу установленной мощности); • фондоотдачу и данные использования оборудования и производственных мощностей. Удельные издержки (себестоимость) можно рассматривать в виде обобщающего показателя экономичности, выраженного в денежной форме. В частности, на электростанциях более 80% всех издержек при- ходится на четыре вида затрат: топливо, амортизацию, ремонт, опла- ту труда. Причем на ТЭС затраты на топливо могут составлять от 50 до 70% суммарных издержек производства и зависят от цены и вида топлива, кпд оборудования и режима использования генериру- ющих мощностей. Амортизационная составляющая определяется такими характеристиками, как балансовая стоимость основных фон- дов, принятые сроки полезного использования объектов основных фондов, доля оборудования, по которому прекращено начисление амортизации, и др. Недооценка активов по рыночной стоимости и большие физические сроки службы основных фондов ведут к сни- жению удельного веса этого вида затрат в себестоимости электро- энергии (тепла). Затраты на ремонты, включаемые в себестоимость, зависят оз возрастных характеристик (износа) оборудования и при- нятого норматива образования ремонтного фонда Наконец, оплата труда представлена в себестоимости обычно всего несколькими про- центами, что связано с высоким уровнем автоматизации основного производства. На АЭС наибольший вклад в себестоимость вносит амортизация, а затраты на топливо в среднем не превышают 20%. Заметим, что на сетевых предприятиях, где топливная составляющая в себестоимости вообще отсутствует, наибольшая доля затрат приходится на амортиза- цию оборудования и оплату труда персонала. Рентабельность (финансовая эффективность) служит конечным, обобщающим показателем деятельности энерго- компании. Она формируется исходя из результативности и
РАЗДЕЛ 1. ЭНЕРГЕТИКА КАК СФЕРА БИЗНЕСА 57 экономичности, но является не простой суммой этих элементов эффективности, а итогом сложного взаимодействия энергоком- пании с внешней средой. Показатели рентабельности характеризуют отдачу (в форме чистой прибыли или прибыли до налогообложения) активов или капитала компании. Наибольшее распространение получили: • коэффициент рентабельности активов (Return on Assets, ROA); ' • рентабельность всех активов (Return on Total Assets, ROTA); • коэффициент рентабельности собственного капитала (Re- turn on Equity, ROE); • показатель рентабельности обыкновенного акционерного капитала (Return on Capital Employed, ROCE). Менеджмент энергокомпании оценивается собственником тем выше, чем большую отдачу он сможет получить с каждого рубля капитала. Например, собственник требует, чтобы каж- дый вложенный в активы рубль приносил прибыль не менее заданного контрольного уровня (скажем, 5%). Это заставля- ет менеджеров увеличивать выручку, снижать себестоимость и непроизводственные расходы (относимые на прибыль), уменьшать величину активов за счет избавления от непроиз- водительной части, снижения дебиторской и кредиторской за- долженности. Между тем выбор того или иного показателя рентабель- ности в качестве основного оценочного зависит от ряда про- изводственных, экономических, финансовых характеристик развития энергокомпании, в частности от ее инвестицион- ной политики. Так, показатель рентабельности всей суммы активов компании ROTA (рассчитываемый как прибыль до налогообложения/активы) может ухудшиться в результате привлечения заемных средств - долгосрочных кредитов под модернизацию и новое строительство. Вероятно, здесь будет более уместен показатель рентабельности собственного ка- питала (ROE). Таким образом, система эффективности строится по иерар- хическому принципу. Отдельные ее элементы могут находиться в противоречии друг с другом. Например, компания может быть результативной, но не экономичной, экономичной, но не рента- бельной. Систему показателей эффективности следует анализировать с учетом приоритетности отдельных целей и конечных резуль- татов, полученных на данный период функционирования энер- гокомпании. Приоритеты могут устанавливаться как внутри блока результативности, так и между основными блоками (на- пример, результативность и экономичность, результативность и рентабельность). Очевидно, что структура приоритетов бу- дет различна как у отдельных региональных энергокомпаний, так и на разных этапах их развития. Тем не менее менеджеры
58 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС энергокомпаний должны четко осознавать, что в общем случае удовлетворительные финансовые результаты, а значит, и конку- рентоспособность можно обеспечить только при сочетании вы- сокой результативности и экономичности. Если разные субъекты заинтересованы в отдельных аспектах эффективности, то менеджеры энергокомпании должны оцени- вать всю систему в целом. В частности, акционеры нацелены на конечные финансовые показатели, потребители энергии - на производственную и маркетинговую результативность, обще- ственность - на безопасность и экологические проблемы. Орга- ны регулирования электро щергетики могут в большей степени, чем другие субъекты, интересоваться экономичностью и ее свя- зью с рентабельностью, а также инновационной результатив- ностью с точки зрения целевого использования инвестицион- ных ресурсов, финансируемых за счет тарифов на энергию. С учетом сказанного требования к построению системы по- казателей эффективности деятельности энергокомпании сводят- ся к следующим. 1. Она должна отражать качество выполнения различных функций энергокомпании как социально ответственной организации. 2. В основе построения системы должен лежать иерархиче- ский принцип с использованием причинно-следственных связей. 3. Информация о качестве менеджмента отдельным субъек- там внешней среды должна предоставляться в удобной для них форме. 4. Все показатели, входящие в систему, должны выражаться в количественном виде, т.е. быть измеряемы. БАЛАНС ИНТЕРЕСОВ КАК ОСНОВА ЭФФЕКТИВНОГО ПРОИЗВОДСТВА В процессе функционирования и развития энергокомпании взаимодействуют многочисленные субъекты, каждый из кото- рых имеет собственные интересы: • потребители энергии и услуг; • поставщики топлива и материально-технических ресур- сов; • инвесторы; • акционеры-собственники; • финансовые и налоговые органы; • банки; • государственные (федеральные и региональные) органы власти; • муниципальные органы власти; • регулирующие и инспекционные органы; • топ-менеджеры компании; • наемные работники компании.
РАЗДЕЛ 1. ЭНЕРГЕТИКА КАК СФЕРА БИЗНЕСА 59 Пример. Позиционирование баланса интересов крупной ком- мунальной энергокомпании. Интересы населения региона: доступные тарифы, повышение качества и стабильно- сти коммунальных услуг Интересы акционеров и бизнес-сообщества: приемлемая норма рентабельности, эффективная диверсификация рисков, прозрачность финансовых потоков Интересы государства и местного самоуправления: социально приемлемая тариф- ная политика, снижение издержек бюджета, привлечение внебюджетных инвестиций, дооценка реальной стоимоса и инфраструктуры, сохранение режима собствен- ности, неизменность налоговой схемы Если процессом согласования интересов не управлять, то взаимодействие субъектов с разнонаправленными интересами, а значит, потенциально конфликтное превратится в постоянное противоборство, в «перетягивание каната». Применительно к столь социально значимой отрасли, как электроэнергетика, по- добные конфликты неизбежно приобретают общественный, а следовательно, политический характер. Важно подчеркнуть два момента: • при попытке реализации интересов одной стороны без ограничений интересы других сторон неизбежно ущемля- ются; • односторонний выигрыш носит иллюзорный характер и может быть только временным. Как энергокомпания, так и пользователи результатов ее де- ятельности преследуют краткосрочные и долгосрочные цели. Следует помнить, что именно долгосрочность имеет важнейшее значение для управления эффективностью такой отрасли, как электроэнергетика. Носителями долгосрочных интересов явля- ются менеджеры энергокомпании. Во внешней среде таковыми выступают государственные органы власти на федеральном и региональном уровнях, а также соответствующие регулирую- щие и инспектирующие органы. При этом, однако, в общем слу- чае долгосрочные интересы и цели энергокомпании и общества (в лице указанных государственных институтов) не совпадают. Например, национальные приоритеты в энергетической полити- ке требуют расширения использования угля и ядерной энергии. Но с точки зрения энергокомпании выгоднее ориентироваться в долгосрочной перспективе на сжигание природного газа. Для
60 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС разрешения этого противоречия государство вынуждено форми- ровать и применять различные инструменты регулирования: от методов прямого административного воздействия до косвенно- го («мягкого») экономического стимулирования. При регуляр- ном дисбалансе интересов (независимо от его направленности) в конечном счете проигрывают все стороны. Понимание этого приводит к следующим выводам. • Прибыль энергокомпании не может быть увеличена при постоянстве спроса и издержек производства. Увеличе- ние ее за счет повышения тарифов на энергию неизбежно приведет к перекосам на поле интересов субъектов энер- гетического рынка и негативным последствиям для самой энерго компании. • Повышение эффективности энергетического производ- ства является единственным кардинальным средством разрешения экономических противоречий энергокомпа- нии и субъектов внешней среды. Между повышением эффективности энергетического про- изводства и сбалансированностью интересов имеется связь не только прямая, но и обратная. Это означает, что при дисбалансе интересов в пользу субъектов внешней среды возможно падение не только темпов роста эффективности энергокомпании, но и ее абсолютного уровня. Одновременно с этим становится невоз- можным удовлетворение экономических интересов субъектов энергетического рынка. На рис. 4.1 приведена схема реализации экономических интересов энергокомпании, которая иллюстри- рует описанные выше взаимосвязи. Учет и согласование интересов участников энергетического рынка возможны при развитии следующих направлений: • рыночной конкуренции; • взаимодействия энергокомпаний с потребителями энер- гии в области формирования взаимоприемлемых тарифов и инвестиционной деятельности; • государственного регулирования, в частности установле- ния «справедливых» тарифов на энергию, четких и долго- временных «правил игры» (законы, нормативные акты), прозрачности информации; • переговорного процесса. Следует отметить, что переговорный процесс как инстру- мент согласования интересов наиболее универсален и эффекти- вен, в той или иной степени он используется во всех указанных направлениях. ВЛИЯНИЕ ОТРАСЛЕВЫХ ФАКТОРОВ Режимы энергопотребления. Динамика спроса на энергию оказывает влияние на эффективность энергопредприятий по двум причинам: из-за совпадения во времени производства и по- требления энергии и неравномерности потребления во времени.
РАЗДЕЛ 1. ЭНЕРГЕТИКА КАК СФЕРА БИЗНЕСА 61 Рис. 4.1. Схема реализации интересов энергокомпании Более равномерный и плотный суточный график энергопотре- бления позволяет вырабатывать энергию с относительно боль- шим коэффициентом использования установленной мощности электростанций, что приводит к снижению удельных издержек производства (себестоимости энергии). Снизить себестоимость 1 кВт ч электроэнергии можно, увеличив число часов использо- вания установленной мощности электростанции, т.е. выработку электроэнергии (рис. 4.2). Такая зависимость основана на разделении всех издержек на условно-переменные и условно-постоянные. Первые изменяют- ся примерно пропорционально изменению выработки энергии (например, затраты на топливо), вторые зависят только от уста- новленной мощности предприятия и мало связаны с объемом производства. В результате уменьшения постоянной составля- ющей издержек в расчете на единицу продукции и происходит сокращение всех удельных издержек. Поэтому крутизна эксплу- атационной характеристики зависит от доли постоянных затрат в общих издержках - на амортизацию, ремонт и др. (рис. 4.3). Таким образом, чем дороже энергоустановка и чем боль- шей топливной экономичностью она обладает, тем более чув- ствительной оказывается себестоимость энергии к изменению
62 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС Рис. 4.2. Эксплуатационная экономическая характеристика электростанции: Сэ - себестоимость электроэнергии; hy - годовое число часов использования установленной мощности электростанции режима производства (потребления). В связи с этим крупные атомные и тепловые электростанции на сверхкритических па- раметрах пара стремятся использовать в базовой части графи- ка нагрузки энергосистемы, т.е. с максимально возможным го- довым числом часов использования установленной мощности (Ау). И наоборот, малокапиталоемкие, но с низким кпд газотур- бинные установки, обладающие при этом высокой маневрен- ностью, целесообразно применять для покрытия кратковремен- ных максимальных нагрузок, т.е. в пиковом режиме с низким (см. главу 5). Таким образом, стоимость производства энергии объективно будет различной в отдельные периоды суток, дни недели, сезоны года. Следует подчеркнуть, что применение специальных пико- вых установок позволяет оперативно и надежно покрывать рез- копеременные нагрузки, но не решает в полной мере проблему эффективности энергетического производства и снижения та- рифов на энергию. Поэтому прибегают к различным способам выравнивания графиков нагрузки, включая как централизован- но реализуемые организационные меры, так и стимулирование рациональных режимов электропотребления. В некоторых случаях нерациональные режимы работы электроемких потребителей могут оказывать неблагоприятное воздействие на качественные параметры энергии и уровень ее потерь в электрических сетях. В то же время ущерб потреби- телей от отказов систем энергоснабжения нередко значительно превосходит соответствующие финансовые потери энергоком- пании-поставщика. Поэтому необходима взаимная ответствен- ность продавцов и покупателей электроэнергии, в том числе и посредством страхования надежности энергоснабжения. Итак, зависимость эффективности электроэнергетики от режимов электропотребления предполагает тесное и многока- нальное взаимодействие с потребителем. Основа такого взаимо- действия - баланс экономических интересов обеих сторон.
РАЗДЕЛ 1. ЭНЕРГЕТИКА КАК СФЕРА БИЗНЕСА 63 Рис. 4.3. Зависимость себестоимости электроэнергии от числа часов использования установленной мощности при разной доле постоянных издержек ап (при этом I II III ап ** ап < ап ) Инвестиционный цикл. Потенциал эффективности энерге- тического производства практически целиком формируется на пред эксплуатационных стадиях: изготовления оборудования, проектирования энергопредприятий, строительно-монтажных и пусконаладочных работ. Задача персонала энергопредприятия - реализовать этот потенциал, строго выполняя правила техниче- ской эксплуатации, своевременно и качественно осуществляя ремонт оборудования. Конечно, в процессе эксплуатации обо- рудование может модернизироваться в целях корректировки параметров эффективности. Тем не менее следует подчеркнуть, что в электроэнергетике возможности эксплуатационного пер- сонала влиять на эффективность производства ограничены указанным потенциалом. Следовательно, эффективность де- ятельности машиностроителей, проектных, строительных и монтажных организаций в значительной мере предопределяет эффективность энергопроизводства на электростанциях и сете- вых предприятиях. Однако это вовсе не означает, что энергокомпании должны снять с себя ответственность за эффективность внешнего ин- вестиционного цикла, возложив ее на перечисленные внешние организации. Наоборот, роль энергокомпании как заказчика ин- вестиционных услуг в условиях развития рыночных отношений существенно возрастает. Энергокомпания должна внимательно следить за технически- ми нововведениями в инвестиционном комплексе и отслеживать ситуацию на рынке соответствующих услуг. Большое значение имеет развитие в этой сфере механизмов рыночной конкурен- ции. Выбор поставщиков оборудования, проектных и прочих услуг во всех звеньях инвестиционного цикла должен прово- диться энергокомпаниями исключительно на конкурсной осно- ве. В период перехода к развитым рыночным отношениям в этом процессе должны принимать активное участие государственные
64 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС органы регулирования электроэнергетики, особенно на регио- нальном уровне. Следует отметить, что фактор рыночных стимулов во внешней среде, возможно, более значим для повышения эффективности энергетического производства, чем внутри собственно отрасли, если учитывать технологические особенности и специфику фор- мирования производственного аппарата электроэнергетики. Эксплуатационный цикл. В течение срока службы энерго- установок удельные текущие издержки производства энергии испытывают значительные колебания. Это вызвано двумя фак- торами: периодическим проведением восстановительных капи- тальных ремонтов оборудования и неравномерностью физиче- ского износа агрегатов во времени. Можно выделить три характерных этапа эксплуатационного цикла (рис. 4.4): I - приработка (освоение) оборудования; II - нормальная эксплуатация, III - старение энергоустановки. Первый этап связан с выводом энергоустановки на проектные показатели, отражающие потенциал технико-экономической эффективности (производительности ресурсов), заложенный в инвестиционном цикле. В процессе освоения устраняются от- дельные дефекты оборудования, накапливается опыт его экс- плуатации. В результате растет рабочая мощность, выработка энергии, снижаются расходы топлива. На этапе нормальной эксплуатации технико-экономические парамез ры стабилизиру- ются на уровне, близком к оптимальному, и периодически под- держиваются посредством капитальных ремонтов, а иногда и улучшаются с помощью модернизации. Наконец, на финишном этапе происходит ускоренный износ базовых узлов агрегатов с ухудшением основных характеристик: снижается производи- тельность, падает кпд агрегатов, возрастают затраты на ремон- ты, которые уже не могут восстановить показатели на прежнем уровне (II этап). В результате удельные издержки резко идут вверх, а экономическая конкурентоспособность установки, естественно, снижается. Рис. 4Д. Этапы изменения удельных затрат на производство энергии (Сэ) в течение срока службы энергоустановки (Тс)
РАЗДЕЛ 1. ЭНЕРГЕТИКА КАК СФЕРА БИЗНЕСА 65 Отметим, что конкретные формы рассмотренной закономер- ности могут различаться в зависимости от типов энергоустано- вок, режима работы, единичной мощности и вида используемого топлива. Например, для небольших агрегатов высокой заводской готовности период освоения значительно сокращается и может быть сведен практически к нулю. Интенсивность физическо- го износа сильно зависит от вида топлива: при использовании природного газа она существенно меньше, чем при сжигании твердого высокозольного топлива. При этом ухудшение экс- плуатационных характеристик базовых энергоблоков нередко сопровождается их вытеснением в пиковую часть графика элек- трической нагрузки энергосистемы (если это целесообразно по маневренным характеристикам). Мощность энергоустановок. При прочих равных условиях удельные капиталовложения и постоянные текущие издержки, связанные с ними, снижаются с ростом единичной мощности энергоустановки (рис. 4.5). Капиталовложения в электростан- цию также уменьшаются с увеличением числа однотипных энергоустановок (энергоблоков) на ней (рис. 4.6). При некото- ром оптимальном числе агрегатов («опт) достигается минимум удельных капиталовложений. Далее растут затраты в систему технического управления энергоблоками и стоимость электро- станции начинает повышаться. Существует закономерность: чем больше единичная мощность установки, тем меньше их оптимальное количество на электростанции. На более крупных электростанциях также отмечается снижение удельной числен- ности эксплуатационного и ремонтного персонала. В то же время есть факторы, ограничивающие рост мощно- стей в электроэнергетике. К ним, в частности, относятся: • неопределенность спроса на энергию; • сложность достоверной оценки сроков сооружения и сметной стоимости энергетических объектов; Рис. 4.5. Зависимость удельных капиталовложений в энергоустановку (ку) от ее единичной мощности (А/у) 3 Энергетический бизнес
66 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС Рис. 4.6. Зависимость удельных капиталовложений в электростанцию (кс) от числа однотипных установок на ней (Пу) • дополнительные затраты на обеспечение надежности; • маневренные качества энергоустановок; • влияние на окружающую среду и безопасность для персо- нала и населения. В последние годы в электроэнергетике развитых стран отчет- ливо проявляется тенденция к уменьшению верхнего предела единичных мощностей энергоустановок и электростанций в це- лом. Повышается интерес к установкам малой и средней мощ- ности (до нескольких сотен мегаватт). Причина этого состоит в усилении действия перечисленных ьыше факторов, особенно в отношении инвестиционного риска. Действительно, для небольших электростанций незавершен- ность строительства или ошибка в определении проектной стои- мости представляет гораздо меньшую угрозу. Сокращается срок окупаемости капиталовложений, легче привлекать акционерный капитал, можно выплачивать относительно более низкие дивиден- ды. Таким образом, на современном этапе стремление предотвра- тить инвестиционный риск доминирует над эффектом масштаба. Одновременно с указанной тенденцией сформировалось новое направление технического развития, связанное с обеспе- чением небольших энергоустановок более дешевым оборудова- нием за счет упрощения его конструкции, применения альтерна- тивных материалов, разработки новых тепловых схем. Широкое распространение приобретают модульные установки полной заводской готовности, не требующие монтажа на площадке. Все это преследует цель компенсировать потери в эффективности. Типы энергоустановок. Удельная стоимость, топливная эко- номичность, численность персонала и экологические характери- стики дифференцируются в широких пределах по типам энерго- установок. В свою очередь последние могут различаться видом топлива или первичного энергоресурса (ТЭС, ГЭС, АЭС, НВИЭ),
РАЗДЕЛ 1. ЭНЕРГЕТИКА КАК СФЕРА БИЗНЕСА 67 начальными параметрами пара (ТЭС, АЭС), схемой энергетиче- ского цикла (ГТУ, ПТУ), отсутствием или наличием отборов пара для теплоснабжения (КЭС, ТЭЦ) и другими характеристиками. В частности, удельные капит аловложения в ТЭС на газе и мазуте примерно на 15-20% ниже, чем в угольные электростанции. При этом несколько меньше и удельные расходы топлива за счет более высокого кпд котлоагрегатов (на 3-5%). Рост начальных параметров пара перед турбиной на ТЭС ведет к ощутимому снижению удельных расходов топлива, но увеличивает стоимость установки. Затраты на охрану природы удорожают энергоустановки ТЭС и АЭС на 15-30%. Приведем зарубежные оценки удельных капитальных вложений в новые электростанции. Типы электростанций Паротурбинная на угле Атомная Гидравлическая Газотурбинная Парогазовая Ветроэнергетическая Фотоэлектрическая Геотермальная Приливная Удельная стоимость, долл./кВт 1000-1100 1300-1500 900-3000 300-350 500-600 1200-1600 6000-10000 >2400 >3500 Установка на твердых бытовых отходах 3000-5600 Установка на биомассе 1100-1800 «Вилки» в значениях стоимости для ТЭС и АЭС обоснованы разными экологическими требованиями, для остальных устано- вок - различными проектными условиями. Прослеживается определенная связь между топливной экономич- ностью и капиталоемкостью отдельных энергоустановок (табл. 4.1). СРАВНИТЕЛЬНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ УДЕЛЬНЫХ КАПИТАЛОВЛОЖЕНИЙ И РАСХОДА ТОПЛИВАДЛЯ РАЗНЫХ ЭНЕРГОУСТАНОВОК Показатель ПТУ ГТУ ЛГУ ГЭС АЭС Удельные капиталовложения, долл./ кВт 1100 350 525 2000 1500 Удельный расход условного топлива, г/( кВт-ч) 320 408 245 - Таблица 4.1 Проранжируем энергоустановки по выделенным показателям. Первый ранг присвоим установкам, которые обладают либо наиболь- шими удельными капиталовложениями, либо наибольшими удельны- ми расходами топлива (табл. 4.2). Очевидна закономерность: с ростом топливной экономичности увеличивается стоимость установки («ка- питал замещает энергоресурс»). Чтобы выявить приоритетную по эф- фективности установку, надо сложить сумму рангов и выбрать объект с максимальной суммой. Это парогазовая установка (сумма рангов 7),
68 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС РЕЗУЛЬТАТЫ РАНЖИРОВАНИЯ ЭНЕРГОУСТАНОВОК ПО УДЕЛЬНЫМ КАПИТАЛОВЛОЖЕНИЯМ И РАСХОДУ УСЛОВНОГО ТОПЛИВА Тип установки Ранг капвложений Ранг расходов топлива ГЭС 1 5 АЭС 2 4 ПТУ 3 2 ПГУ 4 3 ГТУ 5 1 Таблица 4.2 которая наилучшим образом сочетает высокую экономичность по то- пливу с относительно небольшой удельной стоимостью. Для анализа были выбраны пиковые ГТУ без утилизации выхлоп- ных газов и ПГУ, вырабатывающие только электроэнергию. Отметим, что в последние годы в мировой практике получили широкое распро- странение установки комбинированного производства электрической и тепловой энергии - теплофикационные ГТУ и ПГУ разной мощно- сти. Их стоимость на 15-20% выше, но они обладают высокой энерге- тической эффективностью (см. главу 11). Электросетевой комплекс также отличается разнообразием в отношении типов и стоимости оборудования линий электропе- редачи и трансформаторных подстанций (табл. 4.3). УКРУПНЕННЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ СТОИМОСТИ ОБЪЕКТОВ ЭЛЕКТРОСЕТЕВОГО ХОЗЯЙСТВА* Напряжение, кВ ВЛ, тыс. долл./км КЛ, тыс. долл./км ПС, млн долл. Открытая Закрытая 110 40-60 1100-1200 1.2-1,5 3,0-4,0 220 30-80 740-1100 1.5-1,9 - 500 80-110 1700-2500 10.0-17,0 - * Диапазон учитывает разные характеристики опор, сечение и количество цепей, марки и количество кабеля в траншее, мощность и количество трансформаторов для ПС. При сооружении ВЛ и КЛ в населенных пунктах и горных местностях указанные значения увеличиваются в 1,5-3,5 раза. ВЛ - высоковольтные линии; КЛ - кабельные линии; ПС - подстанции. Таблица 4 3 Отметим, что с ростом напряжения увеличивается пропуск- ная способность сетей, но резко возрастают удельные капита- ловложения. При этом кабельные линии значительно дороже воздушных. Стоимость подстанций зависит от типа компонов- ки (открытая, закрытая). На стоимостные характеристики ЛЭП и ПС влияют и другие многочисленные факторы, учтенные в табл. 4.3 интервалами значений. Надежность энергоснабжения. Нередко надежность и эко- номичность энергопроизводства вступают в противоречие. На- пример, решение проблемы бесперебойности топливоснабже- ния ТЭС требует диверсификации поставщиков топлива. При получении топлива от нескольких поставщиков средняя его цена может быть выше, чем при пользовании услугами только одного поставщика. Создание необходимых резервов генерирующих мощностей также снижает экономические и финансовые показатели эффек- тивности. Профилактические ремонты оборудования приводят
РАЗДЕЛ 1. ЭНЕРГЕТИКА КАК СФЕРА БИЗНЕСА 69 к значительным колебаниям эффективности в течение эксплу- атационного цикла. В связи с этим наиболее рационально для энергокомпании следующее поведение: выполнять правило без- условного приоритета надежности над краткосрочными ком- мерческими целями и оптимизировать затраты на обеспечение нормативов надежности энергоснабжения. В целом надо под- черкнуть, что, несмотря на разные возможные экономические стратегии поддержания надежности энергоснабжения, этот фактор снижает финансовые результаты энергокомпаний. Определенная опасность заключается в том, что при либе- рализации энергетических рынков и создании конкурентной среды в энергопроизводстве возникает соблазн односторонней ориентации на текущую коммерческую эффективность, т.е. на финансовую рентабельность. Значит, перед органами государ- ственного регулирования электроэнергетики появляется новая проблема. Из сказанного следуют выводы. • Уровень и динамика экономической и финансовой эффек- тивности энергокомпаний непосредственно зависят от поведения потребителей, т.е. от режимов элекгропотре- бления Это обусловливает необходимость усиления вза- имодействия производителей и потребителей энергии. • Потенциальная эффективность энергетического произ- водства формируется в основном на предэксплуатаци- онных стадиях создания генерирующих мощностей. По- этому большое значение имеет организация действенных рыночных отношений в отраслях инвестиционного ком- плекса. • Эффективность энергетического производства колеблется в отдельные периоды эксплуатации энергоустановок. Это вызвано закономерностями физического износа техники и периодическим проведением ремонтов оборудования. • Инвестиционный риск превалирует над эффектом масшта- ба в технической политике. Поэтому проявляется тенден- ция к снижению верхних пределов единичных мощностей агрегатов в электроэнергетике. • На эффективность оказывают влияние типы энергоуста- новок. Существует зависимость между капиталоемкостью и топливной экономичностью энергоустановок. Так как в разных регионах формируются различные структуры ге- нерирующих мощностей, то и эффективность энергопро- изводства объективно дифференцируется в территориаль- ном аспек ге. • Выполнение нормативных требований по надежности энергоснабжения ведет к снижению финансовых резуль- татов в краткосрочном аспекте. В условиях дерегулирова- ния электроэнергетики это может привести к недооценке энергокомпаниями фактора надежности.
70 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС * * * В период экономического спада 90-х годов многократное снижение вводов мощностей электростанций (в 3 раза) и элек- трических сетей (почти в 5 раз) привело к ускоренному росту износа основных фондов электроэнергетики, степень которого 1 О методах измерения в среднем по отрасли оценивается в 60% и более1. износа см. главу 17. Обновление производственного аппарата отрасли сдержива- лось рядом факторов, в том числе: • ограниченностью собственных ресурсов энергокомпа- ний, а также непривлекательностью проектов для внеш- них инвесторов при существующем уровне цен на элек- троэнергию; • недостаточной готовностью отечественного энергома- шиностроения, электротехнической промышленности и строительной индустрии; • низкими ценами на топливо, препятствующими реализа- ции капиталоемких проектов повышения экономичности ТЭС и ориентирующими на продление срока эксплуата- ции оборудования (как менее капиталоемких решений). Как результат наблюдается растущее отставание техниче- ского уровня российской электроэнергетики от развитых зару- бежных стран; в табл. 4.4 это показано на примере энергетиче- ской эффективности электростанций и сетевого комплекса. ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТЬ ОТЕЧЕСТВЕННОГО ОБОРУДОВАНИЯ В СРАВНЕНИИ С ЗАРУБЕЖНЫМ, % Показатели Россия Мировой уровень Среднее значение Передовые образцы Среднее значение Передовые образцы кпд ТЭС на газе’ ПТУ 38,5 - 40 44-45 ПГУ - 51-52 54-55 58 кпд ТЭС на угле 34,2 38-44 37-40 45-47 Потери в электрических сетях 13,2 - 7,5 - Таблица 4.4 В обозримой перспективе ожидается появление достаточно сильных импульсов к внедрению прогрессивного оборудования, среди которых прежде всего: • становление конкурентного рынка электроэнергии; • опережающий рост цен на природный газ; • ужесточение экологических ограничений; • обострение проблемы маневренности генерирующих мощностей.
71 ГЛАВА 5 ПРОГРЕССИВНЫЕ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ ТЕХНОЛОГИИ НАПРАВЛЕНИЯ ТЕХНИЧЕСКОГО ПРОГРЕССА Тепловые электростанции Развитие теплоэнергетических технологий происходит в на- правлении повышения кпд газотурбинных установок (ГТУ) до 45% и парогазовых установок (ПГУ) до 60%, а также экономич- ности угольных энергоблоков до кпд = 45-47% с одновремен- ным увеличением эффективности природоохранных систем. 1. Для газомазутных ТЭС'. - ПГУ бинарного типа, одновальные и другие схемы с кпд = 55-60% на базе внедрения высокоэффективных га- зовых турбин единичной мощностью 70-300 МВт с кпд выше 38%; - ГТУ-ТЭЦ. 2. Для ТЭС на угле'. — внедрение энергоблоков на суперсверхкритические па- раметры острого пара (Рц = 30-32 МПа; /<) = 600-620 °C) с кпд 45-47%; - внедрение на энергоблоках 200 и 300 МВт котлов с цирку- лирующим кипящим слоем с кпд > 90%; - внедрение ПГУ с кипящим слоем под давлением или с га- зификацией угля. Атомные электростанции 1. Совершенствование проектов ядерных энергетических установок (ЯЭУ) традиционного типа в целях повышения их безопасности и эффективности использования ядерного топли- ва (проекты ВВЭР-92, БН-800); 2. Расширенное внедрение атомной теплофикации в райо- нах с суровыми климатическими условиями для снижения по- требности в органическом топливе и экологической нагрузки на территорию на базе ЯЭУ малой мощности и повышенной безопасности (в том числе в подземном исполнении); 3. Создание нового поколения ЯЭУ с улучшенными харак- теристиками топливного цикла, обладающих свойствами есте- ственной самозащищенности, на базе ядерных реакторов на быстрых нейтронах со свинцовым теплоносителем (проекты «Брест-300»), а также установок повышенной безопасности на базе реакторов с водным теплоносителем средней мощности (проекты НП-500); 4. Участие в международных проектах, направленных на решение стратегических задач атомной энергетики (МТЯР - международный проект создания термоядерного реактора, ГТ-МГР- международный проект создания модульного ге- лийохлаждаемого реактора с газовой турбиной);
72 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС 1 К малым ТЭЦ (мини-ТЭЦ) принято относить установки с единичной электриче- ской мощностью от 0,1 до 1,5 МВт. 5. Продление назначенного срока службы действующих энергоблоков до 40-50 лет. Электрические сети 1. Создание и внедрение управляемых (гибких) линий элек- тропередачи. Гибкие системы передачи переменного тока (FACTS) позволяют реализовать новый принцип регулирования в сетях — «векторный», когда по заданным законам регулируется не только величина, но и фаза вектора напряжения в заданной точке энергосистемы. Благода- ря такой технологии удастся повысить пропускную способность ЛЭП вплоть до ограничения по нагреву проводов, обеспечить высокую сте- пень устойчивости, принудительное (в соответствии с требованиями диспетчера) потокораспределение в сложной электрической сети, со- держащей ЛЭП различных классов напряжений. 2. Использование явления «высокотемпературной» сверх- проводимости (ВТСП) в следующих видах электросетевого оборудования: - сверхпроводниковые токоограничители; - силовые кабели; - трансформаторы; - накопители энергии. Требуется организация полномасштабных НИОКР по разра- ботке и созданию опытно-промышленных образцов оборудова- ния на основе явления ВТСП. 3. Создание полностью автоматизированных подстанций. Основа - применение во всех подсистемах АСУ ТП (техноло- гические процессы) подстанций микропроцессорных устройств. Тепловые сети Бесканальная прокладка теплопроводов типа «труба в трубе» в пенополиуретановой (ЦПУ) изоляции и полиэтиленовой оболочке с системой оперативно-дистанционного контроля увлажнения изо- ляции и в пенополиминеральной изоляции. Такие теплопроводы позволяют на 80% устранить возможность повреждения труб от наружной коррозии, сократить потери тепла че- рез изоляцию, а также расходы по обслуживанию теплопроводов в 2-3 раза, снизить в 2-3 раза сроки строительства и в 1,2 раза капитальные затраты при прокладке теплопроводов по сравнению с канальной про- кладкой. Срок службы тепловых сетей с ППУ изоляцией прогнозиру- ется на уровне 30 лет. Малая и нетрадиционная энергетика 1. Применение для мини-ТЭЦ1 газопоршневых двигателей, работающих на природном газе или продуктах газификации угля, пиролиза, биогазе.
РАЗДЕЛ 1 ЭНЕРГЕТИКА КАК СФЕРА БИЗНЕСА 73 Газопоршневые установки являются новым поколением двигателей внутреннего сгорания. По сравнению с ГТУ такие двигатели имеют более высокий кпд производства электроэнергии и меньшую его за- висимость от изменения нагрузки и температуры наружного воздуха; обладают большим моторесурсом; работают при небольшом давлении газа, имеют короткие сроки поставки и строительства. 2. Создание многофункциональных энерготехнологических комплексов (МЭК). В качестве базы МЭК предлагается многотопливная дизель- генераторная установка мощностью 1000 кВт, работающая со- вместно с ветроэлектростанцией. Для обеспечения многофункциональности и многотопливно- сти в составе МЭК предусматриваются следующие системы и агрегаты модульного типа: • газогенераторная установка; • малогабаритная установка по производству моторных то- плив или газового конденсата; • многотопливная дизель-электростанция; • комплексная система утилизации тепла дизеля и газогене- раторной установки; • ветроэлектростанция; • статический преобразователь частоты; • аккумулятор тепловой энергии; • накопитель электроэнергии (аккумулятор); • система для пуска дизель-электростанции; • система управления. 3. Для геотермальных установок: • двухконтурные (бинарные) установки с использованием низкокипящих жидкостей; • бинарные установки в модульном исполнении мощностью 4 МВт; • тепловые насосы для максимального использования гео- термального тепла; • теплофикационные геотермальные установки в целях ис- пользования геотермальных вод, температура которых не превышает 100 °C. 4. Для малых ГЭС: • применение современных материалов при изготовлении узлов гидротурбин; • внедрение современных систем регулирования. 5. Для ветроэнергетических установок (ВЭУ): • применение прогрессивных материалов при изготовлении узлов ВЭУ; • внедрение современных систем регулирования; • разработка способов защиты от обледенения.
74 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС ГАЗОТУРБИННЫЕ И ПАРОГАЗОВЫЕ УСТАНОВКИ Высокоэффективные газовые энерготехнологии получили широкое распространение и достаточно хорошо освоены во мно- гих странах. Они рассматриваются как магистральные направле- ния развития российской тепловой электроэнергетики и база для реконструкции устаревших паротурбинных ТЭС. Рассмотрим их основные технические и экономические характеристики. Газотурбинные установки. Схема ГТУ, выполненная по простейшей одновальной компоновке, приведена на рис. 5.1. Рис. 5.1. Схема газотурбинного агрегата: ВК - воздушный компрессор; ГТ - газовая турбина; ГЭТ- гинера. эр электрического тска: TH - топливный насос; ПД - пусковой двигатель; КС - камера сгорания Работа ГТУ осуществляется следующим образом. В камеру сгорания подается жидкое или газообразное топливо и воздух. Образующиеся газы с высокой температурой и под большим давлением направляются на рабочие лопатки турбины. Турбина вращает электрический генератор и компрессор, необходимый для подачи воздуха под давлением в камеру сгорания. Горячие газы расширяются в турбине, совершают работу и затем выбра- сываются в атмосферу, если использование их теплоты в энер- гетическом цикле не предусматривается. Простота конструкции ГТУ облегчает их полную автомати- зацию. Они потребляют незначительное количество охлаждаю- щей воды и поэтому могут быть расположены в любом районе энергосистемы, что снижает затраты на электрические сети и потери при передаче электроэнергии. Важным преимуществом ГТУ по сравнению с паротурбин- ными является отсутствие дорогостоящих котельных агрегатов. Удельная стоимость ГТУ в среднем не превышает 350 долл./кВт. Они отличаются высокими маневренными качествами; дли- тельность пуска и набора номинальной нагрузки составляет в среднем 20-25 мин. Основным недостатком ГТУ, работающей с выхлопом в атмосферу, является относительно низкий кпд, со- ставляющий у лучших агрегатов 35-38%.
РАЗДЕЛ 1. ЭНЕРГЕТИКА КАК СФЕРА БИЗНЕСА 75 Указанные особенности определили использование ГТУ в энергосистемах в качестве пиковых электростанций с годо- вым числом часов использования установленной мощности до 1500-2000 ч/год. Газотурбинные установки широкого диапазона мощностей (от единиц до сотен мегаватт) применяются также для оснащения теплофикационных электростанций (см. главу 11) и при сооружении комбинированных napoi азовых установок. Парогазовые установки. Газотурбинная и паротурбинная установки, объединенные в единой тепловой схеме, образуют комбинированную парогазовую установку. При этом сочетание высокотемпературного подвода теплоты (температура газов перед современной газовой турбиной составляет 1100-1300 °C) с низкотемпературным отводом тепла из конденсатора паровой турбины обеспечивает существенное повышение кпд цикла, а значит, экономичности производства электрической энергии. Применяются следующие основные схемы ПГУ. 1. Парогазовая установка с высоконапорным парогенера- тором (рис. 5.2). Воздух сжимается компрессором, который приводится во вращение газовой турбиной, и подается в топку парогенерато- ра, в котором под давлением сжигается топливо (жидкое или Рис. 5.2. Схема парогазовой установки с высоконапорным парогенератором: 1 - парогенератор; 2 - газовая турбина; 3 - компрессор; 4 - генератор; 5 - паровая турбина; 6 - конденсатор; 7-насос газообразное). После топочной камеры продукты сгорания охлаж чаются на поверхностях нагрева парогенератора и по- ступают в газовую турбину. Из нее газы поступают в эконо- майзер (подогреватель питательной воды для парогенератора), а затем - в дымовую трубу. Так как парогенератор работает под давлением, его габариты значительно меньше, чем у обычных котлов. 2. Парогазовая установка, работающая по схеме сброса га- зов в парогенератор (рис. 5.3). Уходящие газы ГТУ пос гупают в топку котла. В этом случае парогенератор может работать на твердом топливе, а жидкое или газообразное топливо требуется только для газовой турбины.
76 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС Рис. 5.3. Схема парогазовой установки со сбросом газов в парогенератор: 1-7 - обозначения см. на рис. 5.2; 8 - камера сгорания 3. Парогазовая установка с котлом-утилизатором (рис. 5.4). Уходящие газы ГТУ поступают в котел-утилизатор, где вы- рабатывается пар, приводящий во вращение паровую турбину. При этом как вариант в КУ может сжигаться дополнительное топливо. Рис. 5.4. Схема парогазовой установки с котлом-утилизатором: 1 - котел-утилизатор; остальные обозначения соответствуют принятым на рис. 5.3 4. Парогазовая установка с внутрицикловой газификацией твердого топлива (рис. 5.5). Путем газификации твердого топлива в специальных газо- генераторах получается искусственный газ, который подверга- ется глубокой очистке, затем используется в высоконапорном парогенераторе и далее направляется в газовую турбину. При сжигании твердого топлива кпд цикла может достигнуть 50%. Применение газогенераторов позволяет использовать для про- изводства электроэнергии любые низкокачественные угли. Очистка дымовых газов происходит непосредственно в техно- логическом цикле, и поэтому дорогостоящих очистных соору- жений не требуется.
РАЗДЕЛ 1. ЭНЕРГЕТИКА КАК СФЕРА БИЗНЕСА 77 Рис. 5.5. Схема ПГУ с внутрицикловой газификацией: а - принципиальная тепловая схема установки; б - схема извлечения СОг из дымовых газов (для ПГУсВЦПП поколения). 1 - оборудование топливоподготовки; 2 - газогенераторное отделение; 3 - установка газоочистки; 4 - высоконапорный парогенератор; 5 - компрессор; 6 - газовая турбине 7 - установка регенерации и подогрева сетевой воды; 8 - каплеуловитель; 9 азоводяные теплообменники; 10 - дымовая труба; 11 - паровая турбина; 12 - конденсатор; 13 - холодный регенератор; 14 - газовая турбина низкого давления; 15 - сепаратор. I - топливо; II - пар; III - воздух; IV - конденсат Таким образом, применение ПГУ с внутрицикловой газифи- кацией позволяет решить три основные проблемы теплоэнерге- тики: повысить кпд энергоустановок; использовать низкосорт- ное топливо; обеспечить экологическую безопасность. Среди энерготехнологий на природном газе 111 У являются фа- воритами во всем мире. Их единичная мощность достигла 400- 500 МВт, а кпд - 57-58%. Разработаны установки с кпд более 60%. Причем высокую топливную экономичность ИГУ совмещают со сравнительно невысокой стоимостью - 500-600 долл./кВт. По ма- невренным качествам Ш У занимают промежуточное положение между паротурбинными и газотурбинными установками. Поэтому они могут успешно работать в полупиковой части графика нагруз- ки энергосистемы с годовым числом часов использования установ- ленной мощности 3000-5000 ч/год. Следует подчеркнуть, что в настоящее время ПГУ расцени- вают( я как наиболее эффективный вариант технического пере- вооружения паротурбинных электростанций, работающих на природном газе (в особенности крупных ТЭЦ). НЕТРАДИЦИОННЫЕ ЭНЕРГОИСТОЧНИКИ Ветроэнергетические установки (ВЭУ) представляют собой наиболее перспективный и сравнительно хорошо проработан- ный в проектном и конструкторском аспектах вид нетрадицион- ных возобновляемых источников электроэнергии. Это типичные представители высокоэффективной региональной электроэнер- гетики, обладающие следующими преимуществами: • отсутствием потребности в топливе, а также воде и атмо- сферном кислороде;
78 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС • экологическая чистота (отсутствует эмиссия различных вредных выбросов, имеющая место на ТЭС); • короткий срок сооружения; • возможность полной автоматизации установки. Существуют два основных вида установок: с вертикальной и с горизонтальной осью вращения. Последние составляют около 95% всех ветроустановок, подключенных к сетям энергосистем. В» гроуст ановка включает следующие основные подсисте- мы и узлы: ротор (или лопасти), преобразующий энергию ве- тра в энергию вращения вала; кабину (или гондолу), в которой обычно расположен редуктор (некоторые турбины работают без редуктора), генератор и другие системы; башню, поддер- живающую ротор и кабину; электрическое и электронное обо- рудование; панели управления, электрические кабели, систему заземления; оборудование для подключения к сети; систему молниезащиты и др. Диаметр ротора ВЭУ по мере возрастания мощности ветроустановки от 1 до 3000 кВт увеличивается от 2 до 100 м, а высота башни - от 8 до 100 м. Для ветроустанов- ки мощностью свыше 150 кВт диаметр ротора и высота башни примерно равны. Энергия, производимая ветроустановкой, зависит от диаметра ротора и скорости ветра. Производимые в настоящее время ветро- установки имеют номинальную мощность от 40 Вт до 5000 кВт. Скорость ветра — важнейший элемент в проектировании и использовании ветроустановки. Для ветроустановок, подклю- ченных к сетям энергосистемы, приемлемая минимальная ско- рость 6 м/с. Главное правило состоит в том, что возможная вы- рабатываемая мощность пропорциональна показателям скорости вегра в кубе и диаметру ротора в квадрате. Это означает, что при удвоении скорости ветра возможная вырабатываемая мощность увеличивается в 8 раз. Даже небольшое возрастание скорости ве- тра приводит к значительному увеличению мощности. Так, ветро- установка, работающая при средней скорости 6 м/с, генерирует мощность на 44% большую, чем при скорости 5 м/с. Экономически наиболее выгодно применение ВЭУ, объеди- ненных в группы, называемые ветроэлектрическими станциями (ВЭС). Мощность ВЭС колеблется от сотен киловатт до сотен мегаватт. Количество ВЭУ в них можно увеличивать, если по- требность в энергии возрастает. Ветростанция не может работать без связи с энергосистемой. При проектировании обеспечивать эту связь лучше всего двумя ЛЭП с разными точками энергосистемы. В частности, для оди- ночных ветроустановок и небольших ВЭС нужно иметь резерв- ный источник электроснабжения (дизель-генератор). Коэффициент использования установленной мощности лю- бого генерирующего источника зависит от его надежности, графика нагрузки, необходимости его остановок для профи- лактических и капитальных ремонтов. У ветроустановки этот
РАЗДЕЛ 1 ЭНЕРГЕТИКА КАК СФЕРА БИЗНЕСА 79 Рис. 5.6. Максимальные и минимальные цены на электроэнергию от разных источников (усредненные значения): 1 - микро- и малые ГЭС; 2 - ВЭС; 3 - геотермальные станции; 4 - ТЭС на отходах деревообработки; 5 - газификация биомассы; 6 - газ свалок; 7 - твердые бытовые отходы; 8 - солнечные термодинамические станции; 9 - фотоэлектрическ ie станции; 10 - ТЭС на угле; 11 - угольные экологически мстые ТЭС; 12 - ТЭС на газе; 13 - парогазовые установки; 14 - атомные станции коэффициент еще зависит от наличия ветра и его скорости. Вот почему коэффициент использования установленной мощности ветроустановок существенно меньше, чем у других генераторов (25-35%), хотя лучшие ветроустановки в хороших ветровых условиях работают с коэффициентом 50%. По имеющимся оценкам, в России технический потенциал ветровой энергии составляет более 6000 млрд кВт-ч в год. Од- нако этот потенциал распределен неравномерно. В частности, перспективными регионами по применению энергии ветра яв- ляются: - области Архангельская. Астраханская, Волгоградская, Ка- лининградская, Камчатская, Ленинградская, Магаданская, Мур- манская, Новосибирская, Пермская, Ростовская, Сахалинская, Тюменская; - края Краснодарский, Приморский, Хабаровский; - другие субъекты Российской Федерации - Дагестан, Кал- мыкия, Карелия. Коми, Хакасия, Чукотка, Якутия. По зарубежным данным, за последние 20 лет стоимость электроэнергии от ветроэлектростанций, подключенных к энергосистемам, упала более чем в 6 раз. В начале 80-х годов, когда были введены в работу первые ВЭС, электрическая энер- гия, производимая средней электростанцией, стоила 30 центов за 1 кВт ч; сейчас лучшие ветроэлектростанции, действующие в мире, производят электроэнергию по цене менее 5 центов за 1 кВт-ч. Эта цена сравнима с ценой любых энерготехнологий на невозобновляемых топливах. За то же самое время удельная стоимость ВЭУ, подключенных к энергосистемам, уменьшилась с 4000 долл./кВт до почти 1000 долл./кВт, т.е. в 4 раза, и сравня- лась с показателями ТЭС на органическом топливе. На рис. 5.6 показано, как цена электроэнергии, вырабатыва- емой на ВЭС, соотносится с ценой элекгроэнергии, вырабаты- ваемой на электростанциях другого типа. Отсюда следует, что
80 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС ветер - один из наиболее дешевых возобновляемых источников энергии и ветростанции могут успешно конкурировать с любыми электростанциями на невозобновляемых источниках энергии. Таким образом, сооружение локальных ВЭУ и ветроэлектро- станций, присоединяемых к энергосистеме, способно внести весьма весомый вклад в реализацию таких важных приоритетов энергетической политики, как энергетическая независимость региона, надежное энергоснабжение, энергосбережение, эколо- гическая безопасность региональной энергетики (см. главу 13). Опыт стран с развитой ветроэнергетикой (Дании, Герма- нии, США) показывает что государство оказывает мощную экономическую поддержку этому направлению развития не- традиционных энергоисточников. Например, соответствующим независимым производителям законодательно гарантируется беспрепятственный доступ к электрическим сетям для продажи электроэнергии, выработанной на ВЭУ. При этом крупные энер- гокомпании обязаны приобретать эту энергию. Для владельцев ВЭУ устанавливаются специальные льготные цены, обеспечи- вающие им повышенную доходность. Применяется частичное субсидирование издержек производства для ветрогенераторов. Предоставляются льготные кредиты и беспроцентные займы на приобретение и монтаж ВЭУ. Указанные методы, скорректированные с учетом российских условий, могли бы составить экономический механизм реали- зации региональной энергетической политики в части развития НВИЭ. ВОПРОСЫ ДЛЯ ОБСУЖДЕНИЯ 1. Назовите положительные и отрицательные стороны электро- и теплоэнергетики как сферы бизнеса. 2. Определите ограничения, которые должны вводиться для частного энергобизнеса. 3. Какие виды энергетического бизнеса вы считаете наиболее привлекательными на сегодняшний день и в обозримой перспективе? 4. Какие меры должно принять государство, чтобы дать импульс развитию бизнеса в энергетике? 5. Нужно ли препятствовать притоку в отрасль спекулятивных собственников или это следует воспринимать как необходимый этап в становлении бизнеса?
2 РЫНОЧНЫЕ ОТНОШЕНИЯ В ЭЛЕКТРО- И ТЕПЛОСНАБЖЕНИИ ФОРМИРОВАНИЕ КОНКУРЕНТНЫХ РЫНКОВ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ФУНКЦИОНИРОВАНИЕ РЫНКОВ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ УПРАВЛЕНИЕ НАДЕЖНОСТЬЮ В НОВЫХ УСЛОВИЯХ РЫНКИ ЭНЕРГОСЕРВИСНЫУ УСЛУГ РЕФОРМИРОВАНИЕ СИСТЕМ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ ТЭЦ НА РЫНКАХ ТЕПЛА И ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
83 ГЛАВА 6 ФОРМИРОВАНИЕ КОНКУРЕНТНЫХ РЫНКОВ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ЛИБЕРАЛИЗАЦИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ КАК ОБЩЕМИРОВАЯ ТЕНДЕНЦИЯ Традиционной моделью организации электроэнергетики, ши- роко применявшейся в различных странах до начала 90-х годов прошлого века, была так называемая индустриальная (технологи- ческая) модель, основанная на энергообъединениях с вертикаль- но интегрированной структурой. Суть подобной схемы заключа- ется в том, что в рамках одной энергокомпании осуществляется централизованное хозяйственное и оперативно-технологическое управление всеми стадиями процесса энергоснабжения в дан- ном регионе (стране): производством, передачей и сбытом. Такая компания получает статус естественной монополии, за ней закре- пляется определенная территория обе. [уживания, на которой ис- ключается деятельность других поставщиков. При этом качество услуг монополиста и цены на энергию жестко контролируются и регулируются специальными государственными органами на на- циональном и региональном уровнях. В то же время интегрированная энергокомпания испытывает определенное конкурентное давление со стороны крупных про- мышленных предприятий, владеющих электрогенерирующими установками или собирающихся организовать собственное про- изводство электроэнергии. Также имеет место косвенная конку- ренция с поставщиками альтернативных энергоносителей, осо- бенно природного газа. Следовательно, нет оснований считать такую ор] анизацию чистой монополией. Вертикально интегрированные структуры в электроэнерге- тике имеют ряд преимуществ. • В результате реализации «эффекта роста масштабов про- изводства» снижаются удельные издержки. (Для электро- энергетики это особенно актуально из-за большой ка- питалоемкости и необходимости содержания пиковых мощностей.) • Монополия на электроснабжение и государственное регу- лирование тарифов снижает риск крупных и долгосрочных инвестиций для энергокомпании. Это создает благоприят- ные предпосылки для развития электрификации, использо- вания ядерной энергии, местных видов топлива, НВИЭ и реализации других направлений государственной полити- ки, неприемлемых с точки зрения краткосрочных (коммер- ческих) интересов, иницииро шнных конкуренцией. • Развитие всех элементов энергосистемы осуществляется по единому плану (ввод новых генерирующих мощностей и линий электропередачи скоординирован).
84 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС • Возможности оптимизации структуры генерирующих мощностей, резервов и режимов производства обеспечи- вают снижение капитальных и текущих издержек и повы- шение надежности электроснабжения региона. • Концентрация значительных финансовых ресурсов и на- личие высококвалифицированного персонала создают благоприятные предпосылки для реализации технических программ развития электроэнергетики. В числе недостатков вертикально интегрированной структу- ры обычно называют следующие: • стремление руководства энергокомпании избегать пред- принимательского риска и слабую восприимчивость к тех- ническим нововведениям; • возложение инвестиционного риска на потребителей элек- троэнергии через регулируемые тарифы; • сложность и несовершенство государственного регулиро- вания тарифов, вызывающие периодические проблемы с привлечением внешних инвестиций. К концу XX в. в большинстве развитых стран была осознана необходимость кардинальных изменений принципов организа- ции электроэнергетики на основе рыночных преобразований. Этому способствовали следующие предпосылки: • накопление значительных избыточных генерирующих мощностей в национальных электроэнергетических си- стемах (содержание которых вынуждены оплачивать по- требители через регулируемые тарифы); • появление энергоустановок небольшой мощности с высо- кими технико-экономическими показателями; • расширение использования в электроэнергетике природ- ного газа (что стимулировало внедрение высокоэффектив- ных «газовых» технологий). Все это в совокупности привело к тому, что некоторые преи- мущества вертикальной интеграции постепенно утрачиваются, и прежде всего «эффект масштаба». Следует отметить и такой важный фактор, как курс на об- щую либерализацию экономики, ведущий к снижению роли го- сударства в управлении электроэнергетикой, сокращению сфе- ры государственного регулирования естественных монополий и предоставлению потребителям электроэнергии права свободно- го выбора поставщиков, причем с переложением на последних всех инвестиционных рисков. Вместе с тем экономические и политические условия для ре- формирования существенно различаются в разных странах, что обусловлено историческими особенностями формирования си- стем управления в электроэнергетике. Этим объясняются разли- чия моделей и программ преобразований, которые обсуждаются и реализуются на практике. Общая для всех стратегия реформ заключается в либерали- зации электроэнергетических рынков: переходе от закрытого,
РАЗДЕЛ 2. РЫНОЧНЫЕ ОТНОШЕНИЯ В ЭЛЕКТРО- И ТЕПЛОСНАБЖЕНИИ 85 монопольного рынка к открытому, конкурентному рынку энер- гии и мощности. При этом обеспечение свободной конкуренции между про- изводителями и продавцами электроэнергии рассматривается в качестве базового условия для осуществления двух важнейших целей преобразований: • повышения коммерческой эффективности деятельности энергокомпаний и их ответственности за снижение из- держек производства и качество обслуживания потреби- телей; • привлечения широкого круга инвесторов для сооруже- ния новых и технического перевооружения действующих энергоустановок. Для электроэнергетики характерны следующие виды и фор- мы конкуренции. Прямая конкуренция: • в сфере генерирования энергии - между энергокомпани- ями-производителями; между энергокомпанией и соб- ственными генерирующими установками потребителей (формы прямой конкуренции в этой сфере - в использова- нии действующих мощностей и в создании новых); • в сфере торговли энергией - между поставщиками (про- давцами) энергии, доводящими ее до конечных пользова- телей. Косвенная конкуренция (в сфере энергопотребления): • между энергокомпанией и поставщиками альтернативных энергоносителей (например, природного газа); • между энергокомпанией и поставщиками услуг по энер- госбережению. В сфере передачи энергии по магистральным и распредели- тельным сетям конкуренция исключена: здесь действуют есте- ственные монополии. В то же время энергокомпании вступают в конкуренцию во внешней среде на рынке капитала для полу- чения инвестиционных ресурсов. Поэтому даже акционерные компании, занимающиеся электросетевыми услугами, вынуж- дены снижать издержки, чтобы быть привлекательными для ин- весторов Следует подчеркнуть, что эффективность производства в электроэнергетике как отрасли с аппаратурной технологией предопределяется техническими решениями, заложенными на прединвестиционных стадиях изготовления оборудования, про- ектирования энергоустановок, строительно-монтажных работ. Это значит, что эффективность производства обусловлена по существу эффективностью прошлых капитальных вложений, и поэтому на действующих электростанциях возможности сниже- ния издержек ограниченны. Таким образом, в электроэнергети- ке конкуренция как фактор повышения эффективности должна действовать прежде всего в сфере создания новых генерирую- щих мощностей с использованием прогрессивных технологий.
86 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС 1 Тем не менее в ряде высокоразвитых европейских стран су- ществуют смешанные формы собственности в "1лектроэнергетике. Необходимым условием обеспечения эффективной конку- ренции являются избыточные генерирующие мощности, а так- же соответствующая им пропускная способность электриче- ской сети. Причем интенсивность конкуренции повышается с ростом количества производителей (поставщиков) энергии на данном рынке. Увеличения числа конкурирующих участников энергетического рынка можно достигнуть путем дезинтегра- ции и разделения крупных компаний-монополистов, создания независимых (функциональных) компаний в сферах генери- рования, транспорта, распределения и сбыта энергии, а кроме того, за счет привлечения на рынок новых, независимых про- изводителей. Считается, что конкуренция тогда максимально эффективна, когда она одновременно существует в сфере как генерирова- ния, так и сбыта (торговле). Хотя потребитель может получить электроэнергию только от сетей местной распределительной компании, купить ее в принципе он может у любого продавца. Для этого необходимо, чтобы функция энергоснабжения (обе- спечения физических поставок энергии) и функция продажи электроэнергии были разделены, а все субъекты рынка получи- ли свободный доступ к электросети. Предполагается, что открытость рынков для конкуренции зависит от масштабов приватизации и наличия частной соб- ственности на предприятиях электроэнергетики, что компании, находящиеся в собственности частного инвестора, способны ге- нерировать энергию с наименьшими затратами1. В общем слу- чае приватизация преследует две цели: • отказ от дотаций государства, приток средств в бюджет, а также привлечение частного (в том числе иностранного) капитала в электроэнергетику; • создание благоприятных условий для конкуренции как основы более эффективного функционирования и разви- тия отрасли. Мировой опыт показывает, что сценарии проведения прива- тизации в электроэнергетике специфичны для каждой страны и могут осуществляться по следующим схемам: 1) продажа энергопредприятия целиком или отдельными до- лями (энергоблоками, технологическими системами и др.); 2) продажа отдельных активов в виде акций; 3) привлечение частного капитала для улучшения финансо- вого положения энергопредприятия, владельцем которого явля- ется государство; 4) привлечение частного капитала на условиях: строитель- ство - владение - эксплуатация - передача. Это означает, что энергопредприятие остается в собственности компании, по- строившей его, до полного возмещения вложенного капитала и нормы прибыли на него, а после этого передается в собствен- ность государства.
РАЗДЕЛ 2. РЫНОЧНЫЕ ОТНОШЕНИЯ В ЭЛЕКТРО- И ТЕПЛОСНАБЖЕНИИ 87 Функционирование конкурентной среды обеспечивается прежде всего механизмом рыночного ценообразования в сфере генерирования энергии. Создание такого механизма требует во- первых, выделения функции производства энергии в самосто- ятельный вид бизнеса и, во-вторых, дерегулирования тарифов и инвестиционной деятельности производителей энергии. Цена генерирования будет устанавливаться только на основе баланса спроса и предложения на энергетическом рынке. Такой подход стимулирует снижение издержек производства и привлечение инвестиций в электроэнергетику. При этом инвестиционный риск целиком ложится на производителя, но и вся прибыль до- стается ему (она ограничивается только ценой конкурентного рынка, а не решениями регулирующих органов). Конкурентоспособность энергокомпании на рынке электро- энергии будет определяться гремя основными факторами: • стоимостью энергии по отношению к аналогичному по- казателю у конкурентов; • качеством обслуживания клиентов; • ассортиментом и условиями предоставления потребите- лям дополнительных услуг по энергоснабжению. Немаловажную роль играет и деловая репутация (имидж) энергокомпании, особенно при заключении долгосрочных до- говоров, связанных с сооружением новых энергомощностей. Из сказанного следует: либерализация электроэнергетиче- ских рынков осуществляется исходя из положения, что верти- кальная интеграция является серьезным препятствием для даль- нейшего роста эффективности электроэнергетики, поскольку существование жестких внутрифирменных свжей исключает развитие конкурентных отношений. Для открытия электроэнергетических рынков необходимы следующие действия: • осуществить приватизацию объектов электроэнергетики (если таковая необходима); • отделить потенциально конкурентные сферы деятельно- сти (прежде всего генерацию) от сфер деятельности есте- ственных монополий; • предоставить всем производителям свободный доступ к транспортной сети оптового рынка; • вывести крупных потребителей электроэнергии на опто- вый рынок; • ввести конкурентное ценообразование на оптовом рынке; • отделить сбыт от распределения электроэнергии и орга- низовать конкуренцию на розничном (потребительском) рынке. Дезинтеграция энергокомпаний может проводиться в один или несколько этапов: отделение производства электроэнергии от ее передачи и сбыта; отделение сбыта от передачи (распре- деления). При полной дезинтеграции происходит разделение собственности, и в каждой сфере деятельности создаются неза- висимые организации - функциональные компании.
88 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС Интегрированная энергокомпания Рис. 6.1. Структура закрытого (монопольного) электро- энергетического рынка (исходное состояние) На рис. 6.1 и 6.2 представлена обобщенная модель реформи- рования электроэнергетики, предусматривающая функциональ- ное разделение интегрированных компаний и создание конку- ренции среди производителей и поставщиков электроэнергии. Она значительно упрощена и не отражает национальные осо- бенности либерализации электроэнергетических рынков, но в ней отражен ключевой подход к перестройке отрасли. В результате либерализации электроэнергетических рынков увеличивается число участников рынка и изменяется их состав. На оптовый рынок выходят отдельные крупные потребители, независимые производители электроэнергии, появляются бро- керы, связывающие производителей и потребителей, и перепро- давцы, не владеющие энергоустановками. Рыночные отношения распространяются на уровни кратко- срочного планирования и оперативного управления. Форми- руются новые структуры - технологический и коммерческий операторы рынка. Создаются электроэнергетические биржи, способствующие корректировке планов оптового обмена элек- троэнергией и мощностью на уровнях средне- и краткосрочного планирования. Оптовый рынок разделяется на контрактный и оперативный с новым порядком ценообразования на последнем. Наряду с традиционными товарами (электроэнергией и мощ- ностью) на оптовом рынке появляются технологические услуги, которые требуются для обеспечения надежной работы основной электрической сети и поддержания установленных нормативов качества электроэнергии в условиях функционального разделе- ния отрасли. На розничном рынке появляется большое количество новых компаний - поставщиков энергетических услуг, которые предка* и- ют и продают потребителям не только электроэнергию, но и обо- рудование, повышающее энергоэффективность, а также консуль- тационные услуги по энергосбережению и даже по обеспечению качественных параметров электроснабжения. На потребительский
РАЗДЕЛ 2. РЫНОЧНЫЕ ОТНОШЕНИЯ В ЭЛЕКТРО- И ТЕПЛОСНАБЖЕНИИ 89 Конкуренция на оптовом рынке Рис. 6.2. Структура открытого (конкурентного) электроэнергетиче- ского рынка (конечное состояние) рынок выходят организации, устанавливающие локальные энер- гоисточники (небольшие газотурбинные установки и дизель- генераторы), которые могут использоваться потребителями в качестве резерва или в часы пиковых нагрузок энергосистемы, когда имеют место высокие тарифы на электроэнергию. Создаются новые сферы бизнеса, связанные с измерением электропотребления, функциями учета и осуществлением рас- четов между субъектами электроэнергетического рынка (бил- линг). Следует подчеркнуть, что открытие для конкуренции розничных рынков в еще большей степени усложняет струк- туру электроэнергетического рынка и значительно повышает операционные издержки, вызванные специализацией функций и расширением круга предоставляемых услуг. Вопрос заключа- ется в том, перекроются ли эти издержки снижением тарифов на электроэнергию и более высоким качеством услуг. Преобразования, происходящие в электроэнергетике, ба- зируются на новейших достижениях в области компьютерных технологий и средств связи. Все заявки, аукционы, финансовые расчеты, технологическое управление и регулирование энерго-
90 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС 1 Владельцы отдельных генерирующих устано- вок, осуществляющие поставки энергии в общую электросеть региона. системы осуществляются с помощью компьютеров по каналам связи и телеуправления. Использованием этих технологий так- же занимаются специализированные фирмы, которые разраба- тывают и необходимое программное обеспечение. Следует подчеркнуть, что при либерализации электроэнер- гетических рынков и формировании конкурентной среды пер- востепенное значение имеет учет фактора надежности энерго- снабжения. Недопустимо, чтобы коммерческие цели продавцов приводили к игнорированию вопросов надежности на конку- рентных рынках электроэнергии. Речь идет о своевременном и качественном проведении ремонтов оборудования, содержании резервов мощности, скоординированном развитии электростан- ций, электрических и тепловых сетей, предотвращении пере- грузок линий электропередачи. Это должно обеспечиваться с помощью государственного регулирования конкурентных рын- ков (особенно на этапе их становления). Государственные регулирующие и антимонопольные органы должны вести регулярный мониторинг конкурентных энергети- ческих рынков. Опыт зарубежных стран показывает, что неред- ко результатами конкуренции между энергокомпаниями бывают их слияния и поглощения в различных формах горизонтальной и вертикальной интеграции. Уже только одна угроза вхождения на рынок новых производителей энергии может спровоцировать объединение частных энергокомпаний. В конечном счете это может привести к установлению «виртуальных монополий» с соответствующими монопольными ценами, а значит, сама идея либерализованного рынка будет дискредитирована перед потре- бителями энергии, которые в наибольшей степени заинтересо- ваны в эффективной конкуренции. ТИПЫ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ РЫНКОВ В общем случае электроэнергетический рынок — это сфера операций по купле-продаже следующих основных видов продук- ции и услуг: • электрической энергии; • электрической мощности; • услу1 по транспортировке и распределению электроэнер- гии; • технологических услуг, связанных с обеспечением на- дежного функционирования основной электросети и под- держанием качественных параметров энергоснабжения на нормативном уровне; • услуг по сбыту энергии (включая расчеты и измерения); • услуг по повышению энергоэффективности, предоставля- емых потребителям. Субъектами (участниками) рынков являются: I) производители электроэнергии - вертикально интегриро- ванные энергокомпании, генерирующие компании, независи- мые производители электроэнергии1;
РАЗДЕЛ 2. РЫНОЧНЫЕ ОТНОШЕНИЯ В ЭЛЕКТРО- И ТЕПЛОСНАБЖЕНИИ 91 ’ Коммерческий оператор отвечает за осуществление коммер- ческой деятельности на оптовом рынке (цено- образование, договоры, финансовые отноше- ния); его функции также может выполнять спе- циальное подразделение электроэнергетической биржи. Системный оператор отвечает за на- дежную работу основ- ной электрической сети рынка и обеспечение физических поставок электроэнергии в соот- ветствии с заключенны- ми договорами. 2) поставщики электроэнергии - вертикально интегрирован- ные компании, компании, осуществляющие передачу энергии по магистральным сетям, компании-дистрибьюторы, осущест- в^яющие передачу по распределительным сетям, энергосбыто- вые организации; 3) энергосервисные компании; 4) биллинговые (расчетно-измерительные) компании; 5) независимые коммерсанты -брокеры (обеспечивают по- среднические услуги при заключении контрактов), дилеры (по- купают и перепродают электроэнергию); 6) потребители энергии различных групп и категорий. Следует подчеркнуть, что электроэнергетический рынок явля- ется искусственным образованием, воплощающим определенную организационную модель. В зависимости от конкретной органи- зационной модели электроэнергетического рынка состав участни- ков, а также ассортимент продукции и услуг могут меняться. Пространственная конфигурация рынка определяется гра- ницами электроэнергетических систем, обладающих достаточ- но сильными внутренними связями. Расширение границ рынка требует увеличения пропускной способности межсистемных линий электропередачи. Электроэнергетические рынки любого типа в той или иной степени контролируются государством, т.е. являются регулиру- емыми. Это объясняется двумя причинами: приоритетом надеж ности энергоснабжения и наличием естественных монополий в электроэнергетике (в частности, в передаче и распределении электроэнергии). Для нормального функционирования рынка необходимы соответствующие технологическая и организационная инфра- структуры. Технологической инфраструктурой электроэнерге- тических рынков служат электрические сети разных классов напряжения. Текущее управление рынком осуществляют специ- ализированные организации: коммерческий и системный (тех- нологический) операторы рынка1. В табл. 6.1 приведена класси- фикация электроэнергетических рынков. КЛАССИФИКАЦИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ РЫНКОВ Классификационный признак Вид рынка Географические границы Региональный, зональный, национальный, межгосударственный Уровень рынка (категория покупателя) Оптовый, розничный (потребительский) Характер сделок между участниками рынка Контрактный, оперативный Сегмент потребительского рынка Промышленной, бытовой и пр. нагрузок; высокого, среднего и низкого напряжения; дневной, ночной, зимней и летней нагрузок Организационная модель рынка Монопольный (закрытый); конкурентный (различные виды) Таблица 6.1
92 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС 1 Рекомендованы Ди- рективой ЕС в рамках общих правил для внутриевропейских рынков электроэнер- гии. Оптовые рынки электроэнергии функционируют в сетях вы- сокого напряжения. На оптовом рынке взаимодействуют произ- водители, поставщики и отдельные крупные потребители элек- троэнергии. Оптовые рынки подразделяются на контрактные и оперативные. Контрактный рынок основан на двусторонних соглашениях между субъектами оптового рынка (на срок от не- дели до деся±ков лет). Оперативный рынок функционирует в пределах текущих суток, разделенных на периоды определен- ной продолжительности. Товарами на контрактных рынках яв- ляются электроэнергия и мощность, на оперативных - только электроэнергия. Розничные рынки функционируют в сетях среднего и низкого напряжения. На розничном рынке взаимодействуют распреде- лительные электросетевые компании, сбытовые организации и потребители данного региона. Подразделение этих рынков на сегменты по видам нагрузки связано с широкой дифференциа- цией требований к энергоснабжению и различиями в стоимости обслуживания разных групп потребителей, питающихся от се- тей разного класса напряжения в разные периоды суток и сезо- ны года. В электроэнергетике зарубежных стран уже применяются либо намечаются для внедрения различные организационные модели конкурентного рынка, учитывающие национальные особенности и условия функционирования отрасли, цели ры- ночных преобразований, экономические, социальные, полити- ческие факторы. Главное, что объединяет все подходы, - это дезинтеграция, т.е. разделение первоначально вертикально ин- тегрированных энергокомпаний в отношении функций и сфер деятельности (производство, передача, сбыт энергии). Это делается с целью создать условия для конкуренции, а также уменьшить возможности для дискриминации потребителей и перекрестного субсидирования между конкурентными и есте- ственно-монопольными сферами деятельности. При этом кон- кретные используемые формы и глубина дезинтеграции могут существенно различаться: от просто разделения учета в инте- грированной компании до создания отдельных независимых энергокомпаний. В настоящее время известны три основные (базовые) модели конкурентного рынка электроэнергии1 (табл. 6.2). Модель 1. Доступ третьего лица (транзит). Потребитель (клиент) получает возможность купить электроэнергию не только у местной энергокомпании, к сетям которой он присо- единен, но и у какой-либо другой (если нет системных ограни- чений), т.е. у третьего лица. В этом случае местная компания предоставляет услуги по транзиту электроэнергии по своим пе- редающим и распределительным сетям. Клиенты и производи- тели заключают двусторонние контракты на поставку электро- энергии по договорным ценам. Оператор энергосистемы имеет информацию только в отношении объемов и режима поставки и
РАЗДЕЛ 2. РЫНОЧНЫЕ ОТНОШЕНИЯ В ЭЛЕКТРО- И ТЕПЛОСНАБЖЕНИИ 93 МОДЕЛИ КОНКУРЕНТНОГО ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО РЫНКА Характеристика модели Доступ третьего лица (транзит) Единственный покупатель(закупочное агентство) Пул (с открытым розничным рынком) Форма дезинтеграции функций Разделение учета Разделение операций Полная дезинтеграция Доступ к основной сети ОПТОВОГО рынка Договорный или регулируемый Конкурсный Свободный Наличие конкурирующих производителей Есть Есть Есть Наличие выбора для поставщиков (розничных торговцев) Нет — <1 — — М — Наличие выбора для потребителя - “ - — ы — _ II — Цена генерирования электроэнергии Договорная Договорная Единая цена пула Таблица 6.2 1 Эта модель взята за основу в концепции ре- формирования электро- энергетики России. получает плату за передачу электроэнергии либо от производи- теля (третьего лица), либо от клиента. Размер этой платы может быть как договорным, гак и ограничиваемым регулирующим органом. Данная модель предполагает сохранение вертикально интегрированных компаний на энергетическом рынке и требует только введения раздельного учета финансовых результатов и затрат по стадиям производства, передачи и доведения энерго- носителя до конечного потребителя. Модель 2. Единственный покупатель (закупочное агент- ство). Единственный покупатель выбирает производителей. Независимые производители энергии конкурируют в области строительства и эксплуатации электростанции. Конкуренция идет за право на контракт с закупочным агентством на поставку ему электроэнергии и мощности. Закупочное агентство имеет монополию на высоковольтную сеть и на продажу электро- энергии конечным потребителям. Последние, таким образом, не имеют свободного доступа к электросети, т.е. не могут вы- бирать поставщика. В качестве закупочного агентства может выступать крупная интегрированная энергокомпания или от- дельная независимая компания, владеющая основной сетью. Для этой модели рекомендуется операциональное разделение видов деятельности, которое можно осуществить, например, в рамках энергетического холдинга. Однако на практике часто ограничиваются лишь раздельным учетом. Иногда используют различные варианты сочетания этой модели с моделью доступа третьего лица. Модель 3. Пул (с открытым розничным рынком)1. Наи- более радикальная в отношении дезинтеграции модель: образу- ются независимые компании в сферах генерирования, переда- чи и распределения электроэнергии. Производители получают
94 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС свободный доступ к основной сети оптового рынка. Участники оптового рынка (производители, дистрибьюторы, крупные по- требители) объединяются в пул - самоорганизующуюся торго- вую систему для работы на рынке по определенным правилам. Формируется оперативный сектор оптового рынка - «спотры- нок», или рынок наличной электроэнергии с механизмом конку- рентного ценообразования. Торговой площадкой такого рынка может служить биржа электроэнергии. В наиболее простом варианте механизм ценообразования работает следующим образом. Цены на электроэнергию определяются на каждый диспетчерский интервал (например, 30 мин или 1 ч) для предстоящих суток в соот- ветствии с заявками, представляемыми генерирующими компаниями, и оптимизационными расчетами, осуществляемыми коммерческим оператором рынка. При этом каждая энергокомпания подает заявку на выдачу мощности в электроэнергетическую систему, включающую соответствующие стоимостные и объемные характеристики. Оптими- зационная программа выбирает рациональный состав работающих энергетических агрегатов и их загрузку. Затем для каждого диспет- черского интервала составляется перечень допущенных к работе агре- гатов, начиная с наиболее экономичных. Цена электроэнергии, выра- батываемой самым неэкономичным агрегатом, замыкающим баланс энергосистемы на данном интервале и занимающим последнее место в списке, называется предельной (граничной) ценой или единой ценой генерирования на оперативном рынке (рис. 6.3). Рис. 6.3. Применение метода граничной стоимости электроэнергии: (Sj-Sg) - заявленная стоимость генерирования на /-м интервале суток; Ppi - суммарная нагрузка потребителей региона; PHi - невостребованная мощность генераторов электроэнергии; Рп - суммарная рабочая мощность генераторов электроэнергии; Sn - граничная (предельная) стоимость генерирования в энергообъединении Таким образом, участвуя в аукционах ценовых заявок, производи- тели конкурируют между собой за право поставки электроэнергии в основную электросеть оптового рынка и с гремятся максимизировать свою прибыль за счет разницы между рыночной ценой и собственной
РАЗДЕЛ 2. РЫНОЧНЫЕ ОТНОШЕНИЯ В ЭЛЕКТРО- И ТЕПЛОСНАБЖЕНИИ 95 стоимостью генерации, как это показано на рис. 6.3. Более сложная модель предполагает подачу объемно-ценовых заявок и со стороны спроса, т.е. от покупателей электроэнергии. В частности, она нашла применение при организации конкурентного оптового рынка в элек- троэнергетике России (см. ниже). Следовательно, все участники пула продаю! и покупают электроэнергию по единой цене спотрынка (или цене пула). При этом все они платят соответствующей электросетевой ком- пании за использование основной сети оптового рынка; размер этой платы регулируется государством. Как правило, торговая система оптового рынка в форме пула сочетается с рынком двусторонних контрактов. Клиент имеет выбор между закупкой электроэнергии на бирже по складыва- ющимся там рыночным ценам или непосредственно у произво- дителя по договорной цене. В общем случае рынок наличного товара (оперативный) используется для краткосрочной торгов- ли, а контрактный - в долгосрочном аспекте и для уменьшения ценового риска при операциях на споз рынке. В принципе воз- можны различные комбинации обеих моделей. Часто в качестве базового используют контрактный рынок. На первом этапе, когда розничный рынок еще не открыт для конкуренции, распределительные компании (дистрибьюторы) покупают электроэнергию на спотрынке или по договорной цене у конкретного производителя и передают ее по низковольтным сетям с последующей продажей потребителям (покупателями могут быть и крупные потребители, самостоятельно выходящие на оптовый рынок). Затем, когда сбыт отделяется от распределе- ния, на оптовый рынок выходят новые субъекты - конкурирую- щие энергосбытовые компании. ИНТЕГРАЦИОННЫЕ ПРОЦЕССЫ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОМ БИЗНЕСЕ В широком смысле интеграцией в бизнесе называется любая форма хозяйственного объединения двух или нескольких пред- приятий. Но полная интеграция в качестве своей основы пред- полагает единую (либо совместную) собственность и общее управление. Предпосылками интеграции в электроэнергетике служат: обострение конкуренции на либерализованном рынке; неста- бильность рыночной конъюнктуры (спрос, цены); ограничения на рентабельность регулируемых компаний (в частности, сете- вых). Эти предпосылки в полную силу проявляются уже после реструктуризации энергетических монополий, когда начинают работать рыночные отношения. Разновидности интеграции по- зволяют резко повысить финансовую устойчивость и конкурен- тоспособность бизнеса на основе реализации эффекта масштаба и диверсификации, создающей возможность широкого маневра
96 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС инвестициями, ресурсами, ценами. Можно сказать, что интегра- ция с помощью рыночных механизмов корректирует результаты проведенной в административном порядке реструктуризации электроэнергетики. Различают вертикальную, горизонтальную и конгломерат- ную интеграцию. При вертикальной интеграции объединяются предприятия (производства), осуществляющие последователь- ные стадии единого технологического цикла, а также закупоч- ные и распределительно-сбытовые операции. В горизонтальной интеграции имеет место объединение предприятий, осущест- вляющих однородные технологические процессы и производя- щих параллельные продукты (услуги). Конгломератная инте- грация- это объединение предприятий, выпускающих самую разную продукцию; она обеспечивает широкую диверсифика- цию бизнеса. В табл. 6.3 приведены основные особенности ин- теграции в электроэнергетике. Рассмотрим подробнее различ- ные интеграционные процессы. Вертикальная интеграция. Жесткая технологическая связь между генерацией, передачей и сбытом (поставкой) электро- энергии и тепла всегда будет основой внутренней экономиче- ской интеграции (и реинтеграции) на региональном уровне. Так, в технологически изолированных энергосистемах сохраняются энергокомпании с вертикально интегрированной структурой. Другой пример - территориальные генерирующие компании, ХАРАКТЕРИСТИКИ ИНТЕГРАЦИОННЫХ ПРОЦЕССОВ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ Вид интеграции Факторы интеграции Кол-во видов продукции (услуг) после объединения Примеры интеграции Вертикальная внутриотраслевая Технологическая связь между бизнес-процессами Один (электроэнергия) Собственная генерация в региональной электросетевой компании (в разрешенном объеме) Вертикальная межотраслевая Технологические связи между производствами Два-три (электроэнергия, тепло, газ или уголь) Электрогазовые, электроугольные компании Горизонтальная Однородные (технологический процесс и продукция) Один (электроэнергия) Межрегиональные электросетевые компании; ГЭС-холдинг; территориальные генерирующие компании Конгломератная Схожесть бизнес- процессов в транспортировке и сбыте разных энергоносителей; значительная доля электроэнергии в себестоимости услуг Несколько (электроэнергия, тепло, газ, связь, водоснабжение и ДР) Мультиэнергетические компании Таблица 6.3
РАЗДЕЛ 2 РЫНОЧНЫЕ ОТНОШЕНИЯ В ЭЛЕКТРО И ТЕПЛОСНАБЖЕНИИ 97 включающие ТЭЦ с тепловыми (магистральными) сетями. Здесь развитие интеграции может пойти по пути объединения с предприятиями тепловых (распределительных) сетей. Возможной формой частичной реинтеграции на региональ- ных розничных рынках электроэнергии является создание (или приобретение) установок малой генерации электросетевыми распределительными компаниями. В результате компания по- лучает дополнительный доход, покрывает сверхнормативные потери в сетях и, что особенно важно с позиции социальной от- ветственности, обеспечивает повышенную надежность электро- снабжения территории. При этом регулятор, очевидно, должен установить предельную долю собственной генерации в общих поставках электроэнергии в данном регионе. На межотраслевом уровне перспективы вертикальной инте- грации связаны прежде всего с электроугольными и электро- газовыми компаниями. При этой форме интеграции топливо- добывающее предприятие поставляет на ТЭС газ или уголь по себестоимости либо трансфертной цене, а ТЭС в свою очередь снабжает его электроэнергией не по тарифу оптового рынка, а по себестоимости производства (трансфертной цене). В ре- зультате снижения издержек и диверсификации деятельности интегрированная электротопливная компания получает допол- нительные конкурентные преимущества на обоих рынках и значительно снижает риски бизнеса. Следует отметить и благо- приятные возможности для полной электрификации газотран- спортных систем. Сегодня крупные зарубежные нефтегазовые компании дивер- сифицировали свою деятельность и занялись выпуском продукции с высокой составляющей газа в ее себестоимости. Они активно по- купают или строят новые электростанции, приобретают акции энер- гетических компаний. Данное направление обозначено как одно из основных и в энергетической стратегии ОАО «Газпром»; разработана концепция превращения «Газпрома» в газоэнергетическую компанию. В частности, его дочерняя компания «Газпромэнерго» претендует на то, чтобы стать полноправным участником электроэнергетического рынка (рис. 6.4). Известна активная политика «Газпрома» и в сфере теплоснабжения. Учитывая важное значение интеграции, в частности, для эффек- тивной внешнеэкономической деятельности «Газпрома», надо иметь в виду следующее настораживающее обстоятельство. Мощнейшие фи- нансовые возможности по существу государственной компании могут в обозримой перспективе превратить «Газпром» в основного игрока на рынке электроэнергии, что исходя из критериев общественной эффек- тивности представляется неприемлемым. В связи с этим социальная привлекательность электрогазовой интеграции существенно повыси- лась бы после реструктуризации газового монополиста (с отделением добычи от гранспорта углеводородного сырья). 4 Энергетический бизнес
98 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС Газпромэнерго Рис. 6.4. Интеграционные приоритеты в энергетической стратегии ОАО «Газпром» Горизонтальная интеграция. Здесь происходит объедине- ние (слияние) родственных предприятий (компаний) в сферах генерации, передачи, сбыта электроэнергии. Эти процессы могут происходить как в ходе реструктуризации отрасли, так и впоследствии. Примеры: территориальные генерирующие компании, гидро-ОГК, межрегиональные распределительные сетевые компании, образованные на основе правительственных решений по реформированию электроэнергетики. На либерализованных рынках горизонтальные слияния, осо- бенно в конкурентных генерации и сбыте, осуществляются уже под воздействием рыночных факторов. При этом преследуют следующие цели:
РАЗДЕЛ 2. РЫНОЧНЫЕ ОТНОШЕНИЯ В ЭЛЕКТРО- И ТЕПЛОСНАБЖЕНИИ 99 1 Рыночную мощность можно определить как способность суще- ственно влиять на цену или количество про- дукта на рынке. 2 Этот эффект обуслов- лен действием синер- гической связи, которая при совместном функционировании не- зависимых элементов системы обеспечивает увеличение их общего результата до величи- ны большей, чем сумма результатов этих же элементов, действую- щих раздельно. • удовлетворение спроса расширяющегося рынка; • реализация экономии издержек, обусловленной ростом масштаба производства (в энергетике этот фактор имеет особое значение); • увеличение рыночной доли и усиление рыночной мощно- сти1. Следует подчеркнуть, что работать в условиях снижения цен при сохранении достаточной доходности в состоянии позволить себе только крупные игроки. Например, в Германии прямым следствием либерализации рынка электроэнергии стал процесс интенсивной горизонтальной интеграции компаний, концентра- ции и централизации капиталов в электроэнергетике (правда, под жестким контролем антикартельного ведомства). Конечно, это зависит от исходного количества компаний на рынке и их среднего размера. Очевидно, что антимонопольные органы не должны возражать против подобных слияний, ведущих к со- кращению издержек и цен, если доля самых крупных компаний на рынке укладывается в допустимые пределы и интеграция не создает барьеров при входе в рынок новых участников. Эти но- вые игроки и призваны поддерживать конкурентную среду на таких рынках. Среди них стоит отметить также небольших не- зависимых производителей энергии (НПЭ) местного значения, способствующих оживлению конкуренции в краткосрочном плане. Но, как показывает зарубежный опыт, выживание на рын- ке малого НПЭ в конечном счете маловероятно; почти всегда по истечении короткого периода удачливый НПЭ продает, причем с высокой прибылью, свои активы большой энергокомпании. Конгломератная интеграция. Эта разновидность объ- единения на розничных рынках реализуется в так называемых мультиэнергетических компаниях (МК), обеспечивающих ком- плексные поставки различных энергоносителей (электроэнер- гия, газ, тепло) и других услуг, в той или иной степени связан- ных с энергоснабжением (водоснабжение, телекоммуникации, средства повышения энергоэффективности и др.). В зарубеж- ной практике мультиэнергетические компании создаются чаще всего на основе отдельных электросетевых и электросбытовых организаций либо аналогичных вертикально интегрированных структур («передача + сбыт»). Интегрирующими факторами здесь служат, во-первых, технологическое родство некоторых бизнес-процессов (например, прокладка газовых и тепловых се- тей, сбыт энергоносителей) и, во-вторых, высокая доля элекгро- энерг ии в себестоимости поставляемых услуг (водоснабжение, связь). Указанная диверсификация деятельности МК создает «си- нергический эффект»2, который позволяет получить: • экономию затрат в бизнесе; • повышение доходов; • комплексную оптимизацию системы энергоснабжения территории.
100 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС Общая экономия затрат включает снижение издержек в сбы- те, при транспортировке энергоносителей, а также «общеси- стемных» затрат. 600 с[ „ 500 g 400 о 300 с о о 5 200 О X 2 юо >♦ о. Электроэнергия Газ Газ + электроэнергия Рис. 6.5. Экономия затрат энергокомпании от синергии продаж При этом снижение затрат в сбыте (рис. 6.5, 6.6) достига- ется за счет: • сокращения издержек биллинга (единая клиентская база в электроэнергетике, тепло- и газоснабжении); • экономии на ведении клиентской базы. Снижение затрат при транспортировке обеспечивается: • созданием единой ремонтно-эксплуатационной базы; • комплексным инжинирингом. Снижение «общесистемных» затрат вызвано: • созданием единого органа управления; • организацией централизованного снабжения материаль- но-техническими ресурсами; • формированием единой инвестиционной политики; Повышение доходов энергокомпании происходит вследствие перекрестного хеджирования ценовых рисков на рынках энерго- носителей, закрепления обширной клиентской базы с осущест- влением платежей по единому счету, а также предоставления дополнительных услуг потребителям. В частности, среди них можно назвать: • установку современных приборов учета; • технологическое присоединение к сетям; • энергосбережение, оптимизацию энергопотребления и консалтинг; • финансирование модернизации системы энергоснабжения и лизинг оборудования.
РАЗДЕЛ 2. РЫНОЧНЫЕ ОТНОШЕНИЯ В ЭЛЕГТРО- И ТЕПЛОСНАБЖЕНИИ 101 Рис. 6.6. Экономия затрат энергокомпании от синергии продаж и масштаба обслуживания (опыт Германии) Эффект комплексной оптимизации систем энергоснабжения достигается за счет централизации управления и создания еди- ного центра принятия решений в области электро-, газо-, тепло- снабжения территории. В России благоприятные условия для появления на рынках мультиэнергетических компаний связаны с такими факторами, как • либерализация сбытовых услуг и сервиса; • рост цен на газ и тарифов на электроэнергию и тепло; • увеличение спроса на услуги в сфере телекоммуникаций, водоснабжения и водоотведения; • большие резервы повышения эффективности систем те- плоснабжения. В заключение отметим, что интеграционные процессы в значительной мере способствуют повышению эффективности энергетического бизнеса и во многих случаях лежат в русле ин- тересов потребителей. Между тем при определенных условиях они могут оказывать тормозящее влияние на конкуренцию на энергетических рынках, а потому должны постоянно находить- ся в поле зрения государственного антимонопольного органа. ОСОБЕННОСТИ РОССИЙСКОЙ МОДЕЛИ РЫНКА Цели и концепция. В качестве главных целей широкомас- штабных рыночных преобразований в электроэнергетике Рос- сии провозглашены: • привлечение в отрасль широкого круга инвесторов для ее технического обновления; • создание эффективных механизмов конкурентного цено- образования, сдерживающих рост тарифов на энергию;
102 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС 1 Некоммерческое партнерство. • расширение ассортимента и повышение качества услуг, связанных с энергоснабжением. В качестве основы реформирования отрасли принята кон- цепция ее глубокой реструктуризации с разделением всех видов деятельности на естественно-монопольные (передача электро- энергии, оперативно-диспетчерское управление) и конкурент- ные (генерация, сбыт, ремонтное обслуживание, непрофильная деятельность). На этой базе предполагается сформировать в обозримой перспективе полностью либерализованные (откры- тые) оптовые и розничные рынки электроэнергии. При этом передача электроэнергии по магистральным (системообразую- щим) и распределительным сетям как монопольная деятель- ность остается в государственном регулировании, а всем участ- никам рынка будет обеспечен недискриминационный доступ к услугам естественных монополий. В итоге реструктуризации холдинга РАО «ЕЭС России» и других предприятий отрасли создана технологическая и ком- мерческая инфраструктура рынка электроэнергии, появились новые энергокомпании-поставщики и формируются новые сек- торы рынка. Инфраструктурные организации. В их число входят: 1) оператор оптового рынка - НП1 «Администратор торго- вой системы» (АТС); 2) системный оператор - СО-ЦДУ ЕЭС; 3) федеральная сетевая компания (ФСК) - объединяет маги- стральные электрические сети, образующие националь- ную электрическую сеть; 4) межрегиональные распределительные сетевые компании (МРСК) - объединяют распределительные электрические сети, обслуживающие розничные рынки; 5) администраторы региональных торговых систем; 6) операторы экспорта (импорта) электроэнергии. В соответствии с Законом РФ об электроэнергетике АТС оптового рынка выполняет следующие функции: - организуе'1 оптовую торговлю электрической энергией; - проводит сверку и зачет взаимных встречных обязательств участников торговли; - формирует системы гарантий и расчетов на оптовом рынке, за- ключает договоры и осуществляет расчеты за электрическую энергию и оказываемые услуги; - регистрирует двусторонние договоры купли-продажи электри- ческой энергии; - организует системы измерения и сбора информации о факти- ческом производстве и потреблении электрической энергии на оптовом рынке и др. В круг основных задач системного оператора, в частности, включено: • обеспечение надежного функционирования и развития ЕЭС России;
РАЗДЕЛ 2. РЫНОЧНЫЕ ОТНОШЕНИЯ В ЭЛЕКТРО- И ТЕПЛОСНАБЖЕНИИ 103 1 На территории дальневосточных энергосистем создается одна энергокомпания (холдинг), так как условия для организа- ции конкуренции там отсутствуют. • создание условий для эффективного функционирования рынка электрической энергии (мощности); • соблюдение установленных технологических параметров функ- ционирования электроэнергетики и стандартных показателей качества электроэнергии в условиях рыночных отношений в от- расли; • обеспечение централизованного оперативно-технологического управления ЕЭС России. Генерирующие, сбытовые и ремонтные компании К генерирующим относятся: • оптовые генерирующие компании (ОГК), созданные на базе крупных гидравлических и тепловых электростан- ций; • территориальные компании (ТГК), формируемые на осно- ве активов АО-энерго; • компании, созданные на базе АЭС государственного кон- церна «Росэнергоатом»; • региональные генерирующие компании - на базе АО- энерго в технологически изолированных энергосистемах. В активах ОГК на базе тепловых станций участие государ- ства не предполагается. Они образуются по экстерриториально- му принципу. ОГК на базе гидроэлектростанций представляет собой производственно-финансовый холдинг с контрольным пакетом акций головной компании у государства. ТГК включают в основном активы ТЭЦ, тепловых сетей и ко- тельных В обозримой перспективе определенная доля государства в капитале ТГК останется, хотя, возможно, будет снижаться. Вообще увеличение числа независимых генерирующих ком- паний, особенно на базе тепловых электростанций различного типа, является важным приоритетом преобразований, так как служит залогом более качественной работы либерализованного рынка и эффективного инвестиционного процесса в электро- энергетике. Структура оптового рынка электроэнергии. В соответ- ствии с целевой моделью конкурентный оптовый рынок должен включать три основных сектора, представленных на рис. 6.7. Рынок двусторонних договоров рассматривается в качестве основного и может составлять до 80% оборота электроэнер- гии на оптовом рынке. Второй по значению - организованный (биржевой) рынок «на сутки вперед», или «спотрынок», - пред- назначен для оперативной реализации дополнительного пред- ложения (спроса), периодически возникающего у участников рынка; его доля оценивается на уровне 16-18%. В то же время именно этот рынок определяет реальную цену электроэнер1 ии Важной особенностью российской модели конкурентно- го оптового рынка электроэнергии является выделение двух больших ценовых зон: Европейская часть (включая Урал) и Сибирь1. Такой подход обусловлен ограничениями пропускной
104 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС Долгосрочный рынок двусторонних договоров • Стороны договоров фиксируют цены и объемы поставок, несут обязательства по оплате потерь и системных ограничений Краткосрочный рынок «на сутки вперед» Участники покупают (продают) необходимый объем электроэнергии по цене аукциона • Результаты аукциона - суточные почасовые плановые графики про лзводства (потребления) Балансирующий рынок • Обеспечение баланса производства и потребления в реальном времени с минимальными затратами на компенсацию отклонений от суточных плановых графиков на основе конкурентного отбора Рис. 6.7. Секторы конкурентного оптового рынка электроэнергии способности магистральных ЛЭП, существенными различиями в структуре генерирующих мощностей и их режимных характе- ристиках. Кроме того, наличие системных ограничений и вну- три указанных зон потребовало введения принципа «узлового ценообразования» на спотрынке. Обязательный этап в формировании полноценных рыночных отношений в электроэнергетике - создание конкурентного рын- ка резервов и других системных услуг, предназначенного для обеспечения в новых условиях надежного функционирования отрасли. Целевая модель рыночных отношений предусматривает и введение биржевого рынка производных финансовых инстру- ментов - стандартизированных контрактов на поставку электро- энергии. Финансовый рынок, непосредственно не связанный с физическими поставками, выполняет важную функцию - защиту продавцов и покупателей от рисков колебаний цены, складываю- щейся на спотрынке под воздействием спроса и предложения. Розничные рынки. Сфера розничного оборота электроэнер- гии замыкается в границах регионов (субъектов Федерации). Основой либерализованного розничного рынка электроэнергии является широкая сеть конкурентных поставщиков - независи- мых энергосбытовых компаний, которые могут быть созданы как при реформировании AO-энерго, так и другими независимыми организациями и будут осуществлять деятельность по продаже электроэнергии конечным потребителям. При этом потребители получают право свободного выбора и смены поставщиков.
1 РАЗДЕЛ 2. РЫНОЧНЫЕ ОТНОШЕНИЯ В ЭЛЕКТРО- И ТЕПЛОСНАБЖЕНИИ 105 Наряду с двусторонними договорами «поставщик - потре- битель» на розничных рынках предполагаются организованные торги (аукционы), которые должен проводить администратор региональной торговой системы (АРТС). В то же время конкурентный рынок на начальном этапе функционирования должен содержать механизмы страхования риска прекращения энергоснабжения потребителя из-за потери им энергосбытовой компании по различным причинам, а также рыночного риска, связанного с нерегулируемой деятельностью энергосбытовых компаний. С этими целями вводится специаль- ный институт гарантирующего поставщика розничного рынка, который в обязательном порядке обслуживает регулируемый сектор розничного рынка, включающий социально значимых потребителей, в том числе население. Перспективы развития розничных энергорынков, как пока- зывает зарубежный опыт, связаны с двумя противоречивыми процессами: с одной стороны, это функциональная специализа- ция и диверсификация энергетического бизнеса, оказывающего потребителям услуги в области энергосбережения, ремонтов оборудования, лизинга, электрических измерений, с другой - появление горизонтально интегрированных мультиэнергети- ческих компаний, представляющих в одном пакете комплекс услуг по энергоснабжению: поставка электроэнергии, газа, теп- ла, средств энергоэффективности и др. 1 Непременным усло- вием для переходных моделей является не- допущение снижения технической надеж- ности электроснаб- жения и перебоев в коммерческих постав- ках электроэнергии на оптовом и розничных рынках. - Федеральный опто- вый рынок электро- энергии и мощности. * * * Реализация в полном объеме целевых моделей оптового и розничного рынков электроэнергии вследствие весьма высокой сложности и новизны решений потребует достаточно длитель- ного переходною периода. В это время осуществляется после- довательное (поэтапное) внедрение базовых элементов целевой модели, уточнение ее структурных параметров, создание новых систем учета электроэнергии, отработка рыночных технологий. Для этого применяются переходные модели^, предусматриваю- щие различные сочетания конкурентного и регулируемого секто- ров рынка. Причем сектор свободной торговли постоянно расши- ряется, а регулируемый трансформируется. В частности, бывший централизованный ФОРЭМ2 преобразуется в рынок регулируе- мых двусторонних договоров, в процесс рыночных отношений вовлекаются новые ценовые зоны (Сибирь), снимаются ограни- чения на участие в секторе свободной торговли, регулируемый сектор отклонений заменяется конкурентным балансирующим рынком, вводится механизм торговли мощностью. Переходный период на розничных рынках связан с форми- рованием гарантирующих поставщиков, созданием для них механизма антимонопольного регулирования, введением аль- тернативных перекрестному субсидированию методов цено- вой защиты социально значимых потребителей, подготовкой потребителей к реализации права выбора (смены) поставщика
106 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС в условиях конкуренции энергосбытовых компаний. Следует подчеркнуть, что в силу более высокого консерватизма рознич- ных рынков процесс формирования конкурентной среды здесь происходит с некоторым запаздыванием по отношению к опто- вому рынку. Однако именно интенсивная конкуренция на регио- нальных розничных рынках определяет эффективность функцио- нирования оптового рынка, оказывая постоянное давление на его цены. Следовательно, без этого фактора целевая модель оптового рынка работать с ожидаемой результативностью не сможет. Еще одно требование: в переходный период необходимо под- держивать избыточность генерирующих мощностей (для обе- спечения надежности и как основу конкурентной среды). Уже сейчас в ряде регионов (в частности, в крупных городах) име- ющаяся энергетическая база существенно отстает от темпов роста экономики и блокирует ее дальнейшее развитие. В такой ситуации первоочередной проблемой становится поддержание надежности электроснабжения. В этой связи необходимо экс- тренно создать специальный механизм привлечения инвести- ций, соответствующий особенностям данного периода, когда рыночные механизмы еще не заработали в полную силу. Это задача Правительства РФ как главного регулятора реформы электроэнергетики. Параллельно следует форсировать созда- ние высоко экономичной локальной генерации на региональном уровне, прежде всего, на основе газотурбинных установок ма- лой и средней мощности (конечно, с соответствующим усиле- нием электросетевого комплекса). Наконец, важное гамечание. Существует ряд внешних обще- экономических предпосылок, без которых ни одна целевая мо- дель рынка электроэнергии не сможет в полном объеме реали- зовать свой потенциал. Среди них следует отметить: • общий благоприятный инвестиционный климат; • наличие в стране развитой рыночной инфраструктуры (банков, фондовых рынков, страховых систем и др.); • эффективная система антимонопольного регулирования; • зрелые конкурентно-рыночные отношения в отраслях, обеспечивающих электроэнергетику ресурсами; • выраженная ориентация потребителей на энергосбере- жение; • уровень платежеспособности населения, в целом адекват- ный рыночным ценам на электроэнергию. На наш взгляд, с учетом всего сказанного для России пере- ходный период к целевой модели рынка электроэнергии может существенно затянуться. Добавим, что в западных странах по- добные реформы начинались в гораздо более комфортной эко- номической и социальной обстановке.
107 ГЛАВА 7 ФУНКЦИОНИРОВАНИЕ РЫНКОВ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ РЫНОК «НА СУТКИ ВПЕРЕД» Для проведения расчетов на данном спотрынке применяется механизм ценообразования, основанный на конкуренции между поставщиками и покупателями электроэнергии, обеспечиваю- щей установление свободных цен, уравновешивающих спрос и предложение. За одни сутки до поставки электроэнергии АТС проводит кон- курентный отбор ценовых заявок поставщиков (производителей) и покупателей (крупные потребители, АО-энерго и др.). Указан- ный отбор производится в форме централизованного расчета равновесных цен и объемов электроэнергии, принятых к испол- нению в этом секторе. Ценовые заявки подаются поставщиками в отношении каждого генерирующего агрегата, а покупателями - в отношении каждой точки поставки на каждый час следующих суток. Заявки могут содержать несколько пар «цена - количество электроэнергии», но их максимальное число регламентируется. Участник может и не указывать цену (только объем); такая за- явка называется ценопринимающей и предполагает, что данный объем будет продан (куплен) по сложившейся в результате торгов равновесной цене. Однако надо иметь в виду, что, подавая заяв- ку по ценопринятию, потребитель рискует. Так, если цена сло- жится для него выше некоторой точки безубыточности, то торги пройдут с отрицательным для него резульгагом. Кроме того, при подаче ценопринимающей заявки необходимо предоставлять фи- нансовое обеспечение в максимальном размере. На рис. 7.1 в графической форме показана примерная зависи- мость цены от объема продажи (покупки) в заявках поставщи- ков и покупателей (на определенный час следующих суток). На- пример, точка с некоторыми координатами (S, V) на диаграмме в ценовой заявке продавца означает, что он готов продать объем V по цене не ниже S; меньший объем он может продагь по мень- шей цене (из диаграммы). Точка (5,Г) на диаграмме в заявке по- купателя означает, что он готов купить объем V по цене не выше S; объем, меньший К, он может купить и по большей цене (из диаграммы). При проведении конкурентного отбора ценовых заявок на каждый час АТС отбирает, с одной стороны, наиболее дешевых поставщиков электроэнергии, на продукцию которых имеется спрос, а с другой - покупателей с наиболее высокими ценами, указанными в их заявках. Процедура расчета почасовой равновесной цены и соответ- ствующего ей объема электроэнергии, планируемого для торгов- ли, производится специальной программой торговой системы
108 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС Рис. 7.1. Зависимость цены на электроэнергию от объема со стороны предложения и со стороны спроса на основе обработки данных, содержащихся в заявках участ- ников рынка. Эта программа применяет способ формирования равновесной цены по критерию максимизации совокупного до- хода участников рынка (с учетом потерь и ограничений при пе- редаче электроэнергии). На рис. 7.2 в упрощенном виде показан применяемый принцип ценообразования. Равновесная цена получается в результате наложения графиков совокупного спроса и совокупного предложения (в соответствии со ступенчатыми заявками). При этом все поставщики, у которых заяв- Рис. 7.2. Принцип максимальной выгоды участников оптового рынка при определении равновесной цены
РАЗДЕЛ 2. РЫНОЧНЫЕ ОТНОШЕНИЯ В ЭЛЕКТРО- И ТЕПЛОСНАБЖЕНИИ 109 ленная цена оказалась меньше равновесной, получают экономическую выгоду, в сумме равную нижней .аштрихованной площади. Все по- купатели, у которых цена в заявке больше равновесной, получают вы- году, равную верхней «штрихованной площади. В оптимизационной модели ценообразования по методу «функции благосостояния» макси- мизируется общая площадь, заштрихованная на рис. 7.2. Другой особенностью механизма ценообразования является применение метода узловой цены, который учитывает ограниче- ния по пропускной способности электрических сетей и потери при передаче электроэнергии (между точками поставки про- изводителя и потребителя). Для этого используется расчетная модель национальной электрической сети, по которой осущест- вляется «привязка» генерирующих мощностей и потребителей к определенным узлам сети. Следовательно, узловые цены бу- дут различаться даже в пределах одной зоны оптового рынка (например, Европейская часть, включая Урал или Сибирь). По итогам процедуры расчетов в день «Х-1» для всех участ- ников определяются узловые равновесные цены в узлах расчет- ной модели электрической сети. В расчетную модель внесены параметры сетевых объектов и другая информация, достаточ- ная для составления системным оператором диспетчерского графика на каждый час суток поставки «X». После формиро- вания диспетчерского графика на сутки «X» участники получа- ют информацию о цене и объемах, по которым обеспечены их заявки. Технические средства коммерческого учета фиксируют данные о фактическом производстве (потреблении) участником электроэнергии. При отклонении от диспетчерского графика на сутки «X» соответствующее количество электроэнергии опла- чивается участником по ценам балансирующего рынка. Участники торгов, чьи ценовые заявки оказались отвергну- тыми в процессе конкурентного отбора, могут продать (купить) электроэнергию на балансирующем рынке, а поставщики - и на рынке технологических услуг (резервов). Это показано на рис 7.3; видно, что цена балансирующего рынка выше, чем равновесная на спотовом, и определяется маржинальной стои- мостью генерирования. Для обеспечения надежности расчетов условием входа участников на рынок является предоставление ими финансовых гарантий оплаты электроэнергии. По итогам работы на рынке за сутки «X» участники производят расчеты по установленной процедуре в сроки, исключающие возникновение стоимостных небалансов и неплатежей. Следует также подчеркнуть, что в соответствии с Правила- ми оптового рынка электрической энергии для предотвращения резких ценовых колебаний может быть установлен предельный уровень цен на электроэнергию в секторе свободной торговли. Для нормального функционирования оптового рынка важней- шее значение имеет эффективное взаимодействие администрато- ра торговой системы с системным оператором (СО), который
110 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС Рис. 7.3. Проведение торгов на рынке «на сутки вперед» (для одного часа) должен обеспечивать АТС информацией в отношении диспет- черских графиков нагрузки участников рынка, сетевых и балан- совых ограничений, размещения резервных мощностей. Кроме того, СО «ведет» балансирующий рынок и рынок резервов. На рис. 7.4 приведена общая схема взаимодействия основ- ных субъектов оптового рынка в процессе торгов, а в табл. 7.1 - особенности участия в рынке электростанций различного типа, Таблица 7.1 СПЕЦИФИКА УЧАСТИЯ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ РАЗНЫХ ТИПОВ В СЕКТОРЕ СВОБОДНОЙ ТОРГОВЛИ (СПОТРЫНОК) Тип электростанции Ограничения Условия участия в рынке АЭС Ограничения по соблюдению норм безопасной эксплуатации При подаче ценопринимающих заявок гарантируется работа в режиме безопасной эксплуатации (первая очередь загрузки) При подаче ценовой заявки результат торгов может оказаться отличным от технологического графика ГЭС Интегральные ограничения Подают только ценопринимающие заявки (вторая очередь загрузки) ТЭЦ Вынужденный теплофикационный режим При подаче ценопринимающих заявок гарантируется работа по графику теплофикационного режима (вторая очередь загрузки) При подаче ценовой заявки результат торгов может оказаться отличным от графика теплофикационного режима
Рис. 7.4. Схема взаимодействия участников оптового рынка «на сутки вперед» РАЗДЕЛ 2. РЫНОЧНЫЕ ОТНОШЕНИЯ В ЭЛЕКТРО- И ТЕПЛОСНАБЖЕНИИ
112 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС которые ранжируются по очередности загрузки при подаче ценопринимающих заявок на объем, превышающий спрос на электроэнергию. Введение конкурентного сектора свободной торговли дает участникам оптового рынка следующие преимущества. • Поставщикам выгодно участвовать в свободном секторе в силу маржинального ценообразования (возможность по- лучения сверхприбыли). • У покупателей есть шанс купить электроэнергию по цене ниже тарифа на розничном рынке. • Участники имеют возможность сочетать покупки (прода- жи) на спотрынке с двусторонними договорами и, таким образом, в определенной степени страховать ценовые ри- ски. • Повышается мобильность поставщиков и покупателей: на спотовом рынке можно восполнить внезапно возникший недостаток электроэнергии или продать ее излишек. Однако успешная работа на рассматриваемом рынке требует серьезной подготовки и накопления определенного опыта для корректного обоснования ценовых заявок и особенно правиль- ного планирования покупателями объемов спроса (чтобы не по- пасть на балансирующий рынок с высокими тарифами). В то же время для некоторых промышленных предприятий, выходящих на оптовый рынок, эти риски могут быть незначительными, на- пример для металлургических произволе гв со стабильной и до- стоверно прогнозируемой нагрузкой. БАЛАНСИРУЮЩИЙ РЫНОК Этот сектор конкурентного оптового рынка предназначен для компенсации отклонений фактических объемов производства (по- требления) электроэнергии от плановых, определенных для рынка «на сутки вперед», в связи с вероятностным характером нагрузки. При этом его основной задачей является поддержание в каждый момент баланса между генерацией и потреблением с помощью наиболее экономичных ресурсов, которыми располагает энергоси- стема, т.е. ресурсов с минимальной стоимостью электроэнергии. Балансирующий рынок должен действовать в режиме мак- симально возможного приближения к реальному времени, т.е. к ближайшему часу суток, в который осуществляются регули- ровочные мероприятия. Его функционированием управляет си- стемный оператор, который использует для этого регулировоч- ные возможности генерирующих мощностей и некоторой части потребителей электроэнергии. Для того чтобы подготовиться к покрытию нагрузки в режиме реального времени, оператор со- ставляет прогнозы потребления электроэнергии на соответству- ющий час суток. В принципе в балансирующем рынке принимают участие все субъекты оптового рынка: генерирующие компании и потреби-
РАЗДЕЛ 2. РЫНОЧНЫЕ ОТНОШЕНИЯ В ЭЛЕКТРО- И ТЕПЛОСНАБЖЕНИИ 113 1 Расчеты осущест- вляются через адми- нистратора торговой системы. тели. Но в формировании цен на балансирующую электроэнер- гию участвуют не все, например, из потребителей - только с регулируемой нагрузкой, есть ограничения и по генерирующим мощностям. Обязательное участие в ценообразовании должны, очевидно, принимать мощности, отобранные на рынках враща- ющихся резервов (см. ниже). Квалифицированные участники (поставщики) балансирую- щего рынка подают системному оператору заявки на догрузку (отклонение «вверх») и разгрузку (отклонение «вниз») своих мощностей по сравнению с плановыми объемами, принятыми у них в рынке «на сутки вперед». В заявках указываются цены, за которые поставщики готовы увеличить объем производства на определенную величину, и цены, которые поставщики гото- вы заплатить за соответствующую разгрузку при отклонении «вниз» (в обоих случаях по внешней инициативе системного оператора). Отметим, что заявки потребителей на снижение на- грузки рассматриваются как эквивалентные заявкам генерирую- щих компаний по регулированию «вверх». В час, когда в системе возникает небаланс, вызванный ростом электропотребления, системный оператор увеличивает генера- цию и (или) сокращает нагрузку у потребителей-регуляторов, причем начинает с заявивших минимальную цену на отклоне- ние «вверх», которую (или большую) они хотят получить. Если балансировка требует снижения производства, то разгрузка, на- оборот, начинается с генераторов, заявивших наибольшие цены, по которым они готовы платить. На основе обработки заявок участников с помощью оптими- зационной модели маржинального ценообразования на каждый час определяется единая равновесная цена на балансирующую электроэнергию. По этой цене должны рассчитываться на ба- лансирующем рынке все поставщики - генерирующие компа- нии и потребители, имеющие фактические отклонения по про- изводству или потреблению электроэнергии по сравнению с плановыми объемами, вызванные как внешней, так и собствен- ной инициативой. В связи с этим надо отметить, что по правилам балансиру- ющего рынка все потребители, снижающие нагрузку, и гене- раторы, увеличивающие производство, получают денежную премию, а потребители, увеличивающие спрос, и поставщики, сокращающие выработку электроэнергии, напротив, платят1. Имеет значение и причина отклонений: собственная или внеш- няя инициатива (команда оператора). Понятно, что во втором случае нельзя допускать убыток участнику балансирующего рынка в сравнении с платежами в рынке «на сутки вперед». Це- левая модель оптового рынка предусматривает выполнение не- обходимых для этого соотношений между ценой на балансиру- ющую электроэнергию и ценами рынка «на сутки вперед». Следует иметь в виду, что на балансирующем рынке торгуют- ся не только отклонения, но и объемы электроэнергии, которые
114 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС 1 При установлении контрактной цены в качестве справочных используются средне- взвешенные цены спотрынка. участникам не удалось продать (купить) на рынке «на сутки вперед»; цены на балансирующем рынке, как правило, склады- ваются выше, чем на спотрынке. Существуют мнения, что в перспективе балансирующий ры- нок из вспомогательного по отношению к спотрынку превра- тится в основной. Торговля на нем будет вестись в режиме ре- ального времени (он-лайн), когда заявки на покупку и продажу принимаются 24 ч в сутки, вплоть до часа поставки электро- энергии. Причем именно соотношение спроса и предложения в реальном времени определяет истинную цену рынка, на ко- торую ориентируются участники при заключении прямых дву- сторонних договоров. Отметим, что реализация рынка он-лайн требует сложных компьютерных программ прогнозирования цен и объемов продаж, потребления, оптимизации стратегий и режимов работы оборудования электростанций и сети. Рынок «на сутки вперед» остается как первая итерация перед началом торгов на рынке реального времени. КОНТРАКТНЫЕ ОТНОШЕНИЯ В СЕКТОРЕ СВОБОДНОЙ ТОРГОВЛИ Прямые двусторонние отношения должны играть ключевую роль на конкурентном оптовом рынке электроэнергии. Двусто- ронние договоры имеют ряд преимуществ по сравнению с цен- трализованным спотрынком, и, в частности, они дают сторонам возможность: • долгосрочного планирования производственной деятель- ности; • защиты от рисков колебаний рыночной цены; • учета индивидуальных особенностей производителя (по- ставщика) и потребителя электроэнергии. В мировой практике известны два типа прямых двусторон- них договоров: физические и финансовые. Физические договоры. Двусторонний договор представ- ляет собой юридически оформленное обязательство продавца и покупателя осуществить и принять поставку электроэнергии (мощности) в определенных объеме, точке поставки и периоде по согласованной (фиксированной) цене1. При этом контракт- ные поставки электроэнергии могут покрывать выборочные часы суток (только пикоъьге), дни недели (только рабочие), а сроки действия контракта изменяются в широких пределах: от недель и месяцев до десятков лет, вплоть до окончания про- ектного периода эксплуатации новых генерирующих мощно- стей. Различают прямые физические договоры с немедленной поставкой наличной энергии, а также форвардные контракты, которые заключаются на поставку товара, запланированного к производству в будущем. Таким образом, для форвардных кон- трактов характерен определенный период упреждения между датой заключения договора и датой начала поставки электро-
РАЗДЕЛ 2. РЫНОЧНЫЕ ОТНОШЕНИЯ В ЭЛЕКТРО И ТЕПЛОСНАБЖЕНИИ 115 1 Хеджирование можно определить в общем случае как процедуру защиты продавца (по- купателя) от колебаний цен на конкурентном рынке. энергии. Этот период может достигать по продолжительности сроков ввода новых электростанций; форвардные контракты, как правило, являются долгосрочными (в ряде зарубежных стран - до 30 Лет). Указанные особенности форвардных контрактов и, в частно- сти, фиксация цены забла! овременно, до начала физической по- ставки товара делают этот вид прямого договора инструментом хеджирования1 ценовых рисков, существующих на централизо- ванных спотовых рынках. Следует подчеркнуть, что все параме- тры двустороннего договора являются исключительно результа- том согласительных процедур, осуществляемых контрагентами; это относится и к методам финансового урегулирования в пери- од поставки товара. Однако прямые физические контракты классического типа (и форвардные здесь не исключение), несмотря на интуитивную привлекательность для участников рынка, имеют и недостатки. Например, далеко не всегда физическое исполнение обязатель- ства произвести и потребить заранее определенное количество электроэнергии возможно на протяжении всего срока договора. Также заключению и исполнению отдельных прямых физиче- ских договоров могут препятствовать имеющиеся или возника- ющие ограничения пропускной способности соответствующих электрических сетей. Но эти и другие недостатки можно в значительной степени устранить, если модифицировать механизм договорных отноше- ний, включив в него обязательное участие сторон в рынке «на сутки вперед» с автоматическим формированием для участников ценопринимающих заявок на объем договора и указанием поча- совых договорных объемов электроэнергии. Если на рынке «на сутки вперед» покупатель и продавец соответственно купили и продали количество электроэнергии, равное их договорному объ- ему, то они не производят никаких дополнительных расчетов с рынком. Если же имеет место отклонение от договорного количе- ства, то оно будет оплачиваться по равновесной цене спотрынка. Пример. Промышленное предприятие «Л» заключило договор с генерирующей компанией «В» о том, что «А» получит 100 МВт-ч элек- троэнергии в час Д'дня А' по цене 400 руо. за 1 МВт-ч. В этот час «4» по результатам аукциона купило на рынке «на сутки вперед» 80 МВт-ч электроэнергии, а «В» продала на том же аукционе 70 МВт-ч по равно- весной цене 350 руб. за 1 МВт-ч. В результате - «В» получит непосредственно от «А» по договору: 100-400 = =40 000 руб. На рынке «В» продала 70 МВт-ч вместо 100 МВт-ч, которые она должна была поставить по договору. Это означает, что она «купила» на рынке недостающее количество электроэнергии (100-70 = 30), за ко- торое «В» должна заплатить сумму в размере: 30-350 = 10 500 руб.; - «А» заплатит непосредственно «В» по договору: 100-400 = = 40 000 руб. На рынке «А» купило 80 МВт-ч вместо 100 МВт-ч,
116 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС 1 Размер указанной платы определяется на основании разности узловых цен в точках поставки покупателя и продавца. которые оно должно было получить по договору. Это означает, что оно «продало» на рынке избыточное по сравнению с договорным количество электроэнергии (100-80 = 20), за которое должно было получить сумму в размере: 20-350 = 7000 руб. Таким образом, в результате расчетов платежей, производимых АТС, «В» должна заплатить рынку 10 500 руб., а «А» должно получить от рынка 7000 руб. Рынок останется с суммой 3500 руб. (10 500-7000), которые пойдут на оплату производителям тех 10 МВт-ч (80-70), на которые потребление «А» превысило производство «В» по рыночной равновесной пене в 350 руб./(МВт-ч). Следует отметить, что расчеты между «А» и «В» в размере 40 000 руб. производятся в соответствии с условиями прямого догово- ра и не проходят через рынок. В российской модели рынка двусторонние договоры подле- жат регистрации АТС для включения указанных в них объемов в баланс сектора свободной торговли и определения финансовых обязательств участников. Продавцы и покупатели электроэнер- гии, заключившие прямые договоры, обязаны, как и остальные участники сектора свободной торговли, оплачивать сетевые по- тери и стоимость системных ограничений1. Денежные средства продавца в объеме договора резервируются в качестве гарантии поставки. Финансовые договоры. Предметом двустороннего финансо- вого контракта является установление цены на фиксированный объем энергии. Если рыночная цена превзойдет контрактную, то продавец вернет покупателю эту разницу. Когда рыночная цена будет ниже контрактной, покупатель выплатит разницу продавцу. Таким образом, между собой стороны рассчитывают- ся только за отклонение равновесной цены от договорной. Не- посредственно за товар каждый из участников расплачивается с рынком по равновесной цене спотрынка с учетом фактического объема поставки электроэнергии (как если бы прямого контра- кта не было). В результате погашаются нежелательные колеба- ния рыночной цены, причем в интересах обоих участников до- говора. Пример. Предприятие «А» и генерирующая компания «В» заклю- чили финансовый контракт, в соответствии с которым на конкрет- ный час определенных суток устанавливается цена 400 руб./(МВт ч) на фиксированный объем электроэнергии 100 МВт-ч. Фактическое потребление «А» в этот час составило 80 МВт-ч, а генерация «В» - 70 МВт-ч. Равновесная цена спотрынка - 350 руб./(МВт-ч). В результате - «Л» заплатит рынку: 80-350 = 28 000 руб. Рынок заплатит «В»: 70-350 = 24 500 руб.; - «Л» в соответствии с контрактом должно заплатить «В»: 100 (400- 350) = 5000 руб. (так как рыночная цена ниже контрактной).
РАЗДЕЛ 2. РЫНОЧНЫЕ ОТНОШЕНИЯ В ЭЛЕКТРО- И ТЕПЛОСНАБЖЕНИИ 117 Таким образом, «В» всего получит 29 500 руб. (24 500+5000), а «Л» заплатит 33 000 руб. (28 000+5000). При этом сумма 5000 руб. не про- ходит через расчетный центр рынка. Пример. При тех же исходных данных рыночная цена составила 450 руб./ (МВтч). Тогда «Л» заплатит рынку: 80-450 = 36 000 руб., а рынок заплатит «Б» 70-450 = 31 500 руб. Поскольку равновесная цена выше договорной, то «В» заплатит «Л» разницу: 100(450 400) = 5000 руб. Таким образом, «6» всего получит 26 500 руб. (31 500-5000), а «Л» заплатит 31 000 руб. (36 000-5000). Приведенные примеры показывают, что благодаря финан- совому контракту цена электроэнергии для каждого участника договора колеблется слабее, чем для остальных субъектов рын- ка. В частности, в первом примере при понижении рыночной цены до 350 руб./(МВт-ч) генерирующая компания получила цену 421,4 руб./(МВт-ч) (29 500/70). Во втором при повышении рыночной цены до 450 руб./ (МВт ч) предприятие-потребитель оплачивало энергию по цене 387,5 руб./(МВт-ч) (31 000/80). Финансовое право на передачу. На дерегулированных рынках зарубежных стран в условиях системных ограничений («локальных» или «узловых» цен) используется специальный инструмент, дополняющий двусторонние договоры, - рынок финансовых (или фиксированных) прав на передачу. Для того чтобы понять его действие, надо представлять, как образуется разница в узловых ценах на спотрынке и какое экономическое содержание эта разница имеет. Известно, что цену электроэнергии в каждом узле определяет наиболее дорогой из отобранных для покрытия нагрузки генери- рующих источников, обеспечивающих передачу электроэнергии в этот пункт без перегрузки питающих линий (если бы перегру- зок, т.е. системных ограничений, не было, то цена была бы еди- ной для всего рынка). Поэтому более высокая цена в каком-либо узле образуется в результате привлечения не самого экономично- го энергоисточника (в целях недопущения перегрузки сетей). Раз- ница в узловых ценах рассматривается как плата за использова- ние «узкого сечения» сети (стоимость системных ограничений). Финансовое право на передачу (ФПП) - это финансовый кон- тракт, предоставляющий его владельцу право получать (или обя- зывающий выплачивать) денежные средства в размере разницы узловых цен между двумя точками сети, определенной по итогам торгов на рынке «на сутки вперед». ФПП определяются для кон- кретных маршрутов поставки электроэнергии от «точки к точке», при этом необязательно, чтобы обладатель этих прав осущест- влял поставку по данному маршруту (он будет просто получать доход за счет разницы цен). Механизм ФПП позволяет: • заранее зафиксировать плату за системные ограничения, если владелец ФПП обязан их оплачивать, поставляя
118 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИ!"! БИЗНЕС электроэнергию между соответствующими узлами; это дает возможность участникам двусторонних договоров хеджировать риски изменения указанной платы; • создать стимул для привлечения частных инвестиций в I развитие электрических сетей. Например, в США ФПП покупаются и продаются на аукцио- нах, проводимых системным оператором, а также на вторичном рынке (в электронной торговой системе), где осуществляется двусторонняя торговля этими контрактами. Объемы торгуемых ФПП выражаются в мегаваттах пропускной способности соот- ветствующих маршрутов. Средства, полученные системным оператором от продажи ФПП, распределяются по специальному механизму среди поль- зователей передающей сети, обязанных оплачивать перегрузку. В свою очередь доходы, поступающие в виде платы за систем- ные ограничения, направляются на выплаты держателям кон- трактов ФПП. РЕГУЛИРУЕМЫЕ ДВУСТОРОННИЕ ДОГОВОРЫ Модель регулируемых двусторонних договоров (РДД) рассма- тривается как переходная к широкомасштабному контрактному рынку (при этом сохраняется возможность заключения прямых договоров и в секторе свободной торговли по согласованным сторонами ценам). Внедрение РДД должно обеспечить долго- временную стабильность цен на электроэнергию для субъектов договора и надежность планирования, что особенно важно для энергоемких потребителей, а также для гарантирующих постав- щиков, работающих с населением. На переходный период РДД составят основу оптового рынка электроэнергии в Европейско Уральской зоне и в Сибири. Предполагаемая длительность РДД, необходимая ,одя адаптации потребителей к условиям работы в конкурентном секторе, принята равной 3-5 годам. Причем по мере развития конкурентного рынка объемы РДД будут посто- янно уменьшаться. Концепция РДД отличается такими особенностями, как • соблюдение условия «take or pay» («бери или плати»); • Осуществление торговли отклонениями от договорных объ- емов в конкурентном секторе (рынок «на сутки вперед»); • невозможность возврата участника в pei улируемый сек- тор в случае непокупки (непродажи'* в конкурентном сек- торе - только на балансирующий рынок; • дифференциация условий РДД по категориям покупателей. Принцип «бери или плати» означает, что независимо от того, совпадает ли указанный в договоре объем с реальным плано- вым (за сутки до реального времени), покупатель обязан опла- тить весь договорный объем, а поставщик обязан обеспечить поставку всего договорного объема. При этом покупатель име- ет право докупить на рынке «на сутки вперед» необходимый
РАЗДЕЛ 2. РЫНОЧНЫЕ ОТНОШЕНИЯ В ЭЛЕКТРО- И ТЕПЛОСНАБЖЕНИИ 119 1 В соответствии с определенными принципами «при- вязки» поставщиков и потребителей. объем электроэнергии или же продать разницу между договор- ным объемом и собственным плановым почасовым потреблением по цене рынка «на сутки вперед». Поставщик также имеет право продать либо купить необходимый объем на спотовом рынке. Для определения дифференцированных условий участия в РДД по срокам и объемам выделяются три группы покупателей: • гарантирующие поставщики (ГП) в объемах поставки электроэнергии населению (группа 1); • крупные энергоемкие промышленные потребители (груп- па 2); • энергосбытовые компании (в том числе ГП), обслуживаю- щие потребителей розничного рынка и бюджетные орга- низации (группа 3). Двухставочный тариф на электроэнергию, поставляемую по РДД, рассчитывается по специальной формуле, предусматри- вающей ежегодную динамику цены на весь срок договора (т.е. цена ежегодно обновляется). Цена учитывает такие факторы, как стоимость топлива, цены в конкурентном секторе, коэффи- циент инфляции. Для покупателей по РДД первой и второй групп составляет- ся пакет договоров с несколькими различными поставщиками1. В каждом договоре цена равна указанной выше цене поставщи- ка. Такой пакет договоров заключается один раз на соответству- ющий срок действия РДД. Для покупателей третьей группы РДД с поставщиками за- ключаются на объемы производства, «оставшиеся» после обе- спечения договорами покупателей групп 1 и 2. Важно, что покупатель имеет право выбирать между по- купкой электроэнергии по РДД и в конкурентном рынке (в том числе балансирующем), он может отказаться от всего портфеля РДД или уменьшить объемы покупки на весь период действия РДД, тем самым увеличив долю своего участия в конкурентном секторе. РОЗНИЧНЫЙ РЫНОК ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ Основными участниками розничного рынка являются: 1) потребители электрической энергии; 2) гарантирующие поставщики; 3) независимые энергосбытовые организации; 4) энергоснабжающие организации (совмещают деятель- ность по купле-продаже электроэнергии с ее передачей); 5) электросетевые организации; 6) независимые производители-продавцы электроэнергии (не имеющие по уровню установленной мощности статус субъекта оптового рынка); 7) системный оператор и субъекты оперативно-диспетчер- ского управления в технологически изолированных тер- риториальных энергосистемах;
120 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС 1 Сверх обязательного объема, поставляемого по регулируемой цене. 8) администратор региональной торговой системы. Следует подчеркнуть, ,тто создание полноценного конкурент- ного розничного рынка основывается прежде всего на появле- нии многочисленных энергосбытовых компаний, конкурирую- щих между собой в условиях свободного выбора потребителем поставщика услуг по энергоснабжению. Причем интенсивность конкуренции на розничном рынке непосредственно влияет на эффективность функционирования оптового рынка и динамику цен на электроэнергию на этом рынке. Рассмотрим наиболее важные особенности розничного рын- ка электроэнергии. Гарантирующий поставщик. Обязан заключать догово- ры энергоснабжения (купли-продажи электроэнергии) в своей зоне деятельности с любым обратившимся к нему покупателем, а также с потребителями-гражданами (в том числе и по при- чине отказа в обслуживании энергосбытовой организацией). В общем случае зона деятельности гарантирующего поставщика (ГП) - территория субъекта Федерации. Необходимость в данном субъекте рынка вызвана особен- ностями переходного периода: относительно низкой платеже- способностью некоторых групп потребителей и отсутствием эффективных независимых энергосбытовых компаний, способ- ных обеспечивать надежность поставок электроэнергии на роз- ничном рынке. Статус ГП присваивается коммерческой организации по ито- гам открытого конкурса. Конкурсная комиссия оценивает заяв- ки участников, учитывая прежде всего такие показатели, как • совокупная величина годового дохода, который желает по- лучать участник; • величина собственного капитала; • плотность размещения обособленных подразделений. Отметим, что временно (до проведения конкурса или в слу- чае невыявления победителя) функции ГП могут быть возложе- ны на территориальную сетевую организацию. Гарантирующий поставщик приобретает электроэнергию на оптовом рынке и (или) на розничном у производителей-владель- цев генерирующего оборудования. Поставка электроэнергии по- требителям может осуществляться как по регулируемым, зак и по свободным ценам1. Но в отношении населения - только по ре- гулируемым тарифам. Для этого ГП использует РДД на оптовом рынке (см. выше). Сбытовая надбавка ГП всегда регулируется. Энергосбытовые компании. Осуществляют поставку элек- троэнергии по нерегулируемым ценам, которые не должны пре- вышать предельные уровни, устанавливаемые федеральным регулятором. Покупатели свободны в выборе поставщиков электроэнер- гии из числа энергосбытовых компаний (ЭСК); последние име- ют право отказа в обслуживании, если не заинтересованы в дан- ном клиенте.
РАЗДЕЛ 2. РЫНОЧНЫЕ ОТНОШЕНИЯ В ЭЛЕКТРО- И ТЕПЛОСНАБЖЕНИИ 121 Энергосбытовая организация покупает электроэнергию на оптовом рынке (в конкурентном или регулируемом секторе), если она соответствует статусу участника оптового рынка по установ- ленным критериям. В противном случае она может приобрести необходимые объемы по двусторонним договорам с другими энергосбытовыми компаниями либо у гарантирующего постав- щика, а также на организованных Topi ах на розничном рынке. Энергосбытовые компании (так же, как и ГП) несут перед по- купателями ответственность за надежное и бесперебойное обе- спечение их электроэнергией. В частности, на них возлагается ответственность за действия системного оператора, сетевых ор- ганизаций, производителей электроэнергии, явившиеся причи- ной полного или частичного ограничения режима потребления (за исключением особо регламентированных случаев). При этом энергосбытовая организация вправе требовать привлечения ука- занных субъектов к урегулированию споров и подавать иск по возмещению нанесенного потребителю ущерба. У энергосбытовой компании по сравнению с бывшими сбы- товыми подразделениями AO-энерго появляются следую- щие новые функции: • анализ и прогнозирование ежесуточного потребления; • закупка энергии на оптовом рынке; • ценообразование; • маркетинг, дополнительные услуги; • казначейское исполнение, финансовое управление, пла- нирование сбытовой деятельности, бухгалтерский учет, юридическое обеспечение. Управление ЭСК разделено в соответствии с видами испол- няемых бизнес-процессов на следующие блоки: • экономики и управления (управляющие бизнес-процессы); • сбыта (часть базовых бизнес-процессов, связанных с реа- лизацией энергии); • закупок и технологии (часть базовых бизнес-процессов, связанных с приобретением энергии); • общехозяйственный (обеспечивающий бизнес-процессы). Наряду с созданием ЭСК, выделенных из структуры АО- энерго, предполагается появление на розничных рынках мно- гочисленных независимых ЭСК, исторически не связанных с электрическими сетями. Таким образом, будет формироваться конкурентная среда; при этом сбытовые надбавки («цены по- ставок») выводятся из сферы регулирования. Теоретически ЭСК может одновременно действовать в любом регионе и об- служивать неограниченное количество потребителей, получив лицензию на торговую деятельность. Для осуществления своей деятельности ЭСК придется заклю- чать многосторонние контракты различных типов. Они должны также иметь право команды на отключение сетевой компанией потребителей при злостных нарушениях ими платежной дисци- плины и иных договорных обязательств.
122 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС 1 РК входят в состав укрупненных сетевых структур - межрегио- нальных распреде- лительных сетевых компаний (МРСК). При наличии сети конкурирующих ЭСК у потребителей возникает возможность выбора (смены) поставщика. Зарубежный опыт показы- вает, что. стремясь привлечь клиентов. ЭСК предлагают им контракты, различающиеся условиями и формами оплаты, а также разнообразны- ми услугами по энергоснабжению. В частности, изучение поведения бытовых потребителей в Великобритании показало, что преобладаю- щим мотивом в смене поставщика является возможность получения более низкой цены (около 90% опрошенных). Второй наиболее попу- лярной причиной было получение электроэнергии и газа в «пакете» от одной компании (25%). На третьем месте - действие рекламы («убеж- дение продавца») - около 10% потребителей. Можно предложить следующий набор критериев, с помощью ко- торого потребитель будет оценивать потенциального поставщика и делать свой выбор: • цены на электроэнергию (с выделением уровня сбытовой над- бавки); • дополнительные услуги (поставки других энергоносителей, энергосбережение и др.); • методы оплаты; • качество сервиса; • эффективность рекламы, • авторитет компании. Надо предвидеть и обратную сторону жесткой конкуренции: слияние и поглощение небольших ЭСК. Ведь крупные органи- зации имеют более низкие удельные издержки и большие воз- можности заключения выгодных (двусторонних) контрактов на оптовом рынке. Отсюда следует, что потребуется специаль- ное государственное регулирование потребительских рынков, направленное на поддержание общественно необходимой кон- курентной среды в сфере торговли электроэнергией. Многоаспектная деятельность по поиску наиболее эффектив- ных производителей, большие объемы работы с потребителями, современные требования к технической оснащенности бизнеса существенно повышают средние издержки независимых ЭСК. В итоге это приведет к увеличению сбытовой компоненты в по- требительских тарифах, по крайней мере, на начальной стадии либерализации розничных энергетических рынков. Услуги по передаче электрической энергии. Предоставля- ются электросетевыми компаниями на основании договоров, за- ключаемых потребителями, самостоятельно или в их интересах ГП и энергосбытовыми организациями. В результате реструктуризации электросетевого комплекса образуются региональные распределительные компании (РК), обеспечивающие передачу электроэнергии конечным потре- бителям на напряжениях от 0,4 кВ до НО кВ1. Основными их । функциями являются: • строительство, эксплуатация, обслуживание сетей общего пользования;
РАЗДЕЛ 2. РЫНОЧНЫЕ ОТНОШЕНИЯ В ЭЛЕКТРО- И ТЕПЛОСНАБЖЕНИИ 123 Рис. 7.5. Договорно- финансовая модель внешних отношений распределительной компании • подключение к сети потребителей; • определение совместно с потребителями взаимных требо- ваний по надежности и качеству поставок электроэнергии и их соблюдение; оперативное взаимодействие с потреби- телями в этой части; • оперативное управление распределительной сетью; • сведение фактического баланса электроэнергии и участие в формировании плановых балансов; контроль за потеря- ми электроэнергии в сетях; • отключение неплатежеспособных потребителей по запро- су сбытовой компании или генерирующего поставщика; • функции по учету (могут выполняться специально созда- ваемым оператором коммерческого учета). При осуществлении своих функций и ведении бизнеса РК вступает в разнообразные договорные и финансовые взаимоот- ношения с различными субъектами розничного и оптового рын- ков электроэнергии (рис. 7.5), среди которых - потребители электроэнергии; - энергосбытовые компании (ЭСК); - производители энергии (генераторы), подключенные к се- тям РК; - Федеральная сетевая компания (ФСК) и ее подразделе- ния; - системный оператор оптового рынка (СО); - администратор торговой системы оптового рынка (АТС). Бизнес РК подразделяется на два вида: регулируемый и нере- гулируемый. Первый связан с выполнением РК своих основных естественно-монопольных функций; второй - с конкурентными диспетчирование
124 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС СТРУКТУРА БИЗНЕСА ЭЛЕКТРОСЕТЕВОЙ КОМПАНИИ Регулируемый бизнес (собственно РК) Нерегулируемый бизнес (сервисные компании) Естественно-монопольные функции Конкурентные функции Техническое обслуживание и текущий ремонт электросетевого хозяйства Подключение потребителей (отключение неплательщиков) Планирование развития сетей Оперативно-диспетчерское управление Капитальные ремонты оборудования Строительство ЛЭП и ПС Электромонтажные работы в сетях потребителей Установка и обслуживание приборов учета электроэнергии Осуществление функций коммерческого учета электроэнергии Телекоммуникации Таблица 7.2 1 Вопрос о включении инвестиционной со- ставляющей в тариф специально решается регулирующим орга- ном функциями, осуществляемыми на рынках соответствующих услуг. Для этого из структуры РК выделяются сервисные бизнес-струк- туры, специализирующиеся на определенных видах деятельности. Примеоная структура бизнеса РК приведена в табл. 7.2. Цены на услуги РК регулируются соответствующими орга- нами. В частности, это относится к тарифу на присоединение к сети, тарифу на распределение электроэнергии, стоимости отключения потребителей и платы за услуги по учету электро- энергии (в отсутствие специализированного оператора коммер- ческого учета). Тариф на распределение устанавливается регулятором в общем случае с учетом производственных затрат РК, затрат на компенсацию нормативных потерь, затрат на диспетчирование, инвестиций в развитие региональных сетей (городских, район- ных) и нормативной прибыли от регулируемой деятельности1. Другие доходы РК может иметь от нерегулируемых бизнесов (сервисных компаний) и штрафов и компенсаций за выявлен- ные коммерческие потери. Размер платы зависит от уровня пи- тающего напряжения, требуемого для данного потребителя. Сетевые компании несут ответственность за потери элек- троэнергии в сетях. Сверхнормативные потери они должны оплатить за счет своих средств. В то же время РК имеет право контролировать электропотребление в своих сетях, предъявляя требования к приборам учета потребителей, инспектируя их по- казания, выставляя санкции потребителям и ЭСК. Производители и потребители электроэнергии. Произ- водители, не получившие по критериям мощности или другим условиям статус участника оптового рынка, будут продавать электроэнергию (мощность) в розничном рынке только гаран- тирующему поставщику, в границах зоны деятельности которо- го они расположены, по регулируемым тарифам. Потребители на розничном рынке, имеющие в собственно- сти генерирующее оборудование, имеют право продавать из- лишки электроэнергии собственной выработки на условиях, установленных для производителей, не являющихся участника- ми оптового рынка.
РАЗДЕЛ 2. РЫНОЧНЫЕ ОТНОШЕНИЯ В ЭЛЕКТРО- И ТЕПЛОСНАБЖЕНИИ 125 1 При этом могут быть использованы разные формы аукциона: американский, двойной залповый, непрерыв- ный встречный. 2 Биржа требует от продавца и покупателя фьючерса внесения де- позита и поддержания его уровня в качестве гарантии исполнения контракта; этот депозит называется маржой. Торговля по нерегулируемым ценам. Купля-продажа элек- троэнергии по нерегулируемым (свободным) ценам на рознич- ном рынке может осуществляться ГП, энергосбытовыми компа- ниями и потребителями по двусторонним договорам, а также на организованных торгах1. Организованные торги проводит администратор региональ- ной торговой системы; торги осуществляются в зоне деятель- ности ГП. Участниками торгов, кроме ГП, энергосбытовых компаний и потребителей, могут быть производители-продавцы как име- ющие статус участника оптового рынка, так и не являющиеся таковым. По итогам торгов заключаются договоры, одной из сторон которых выступает ГП. Объемы и цены в указанных договорах должны соответствовать показателям, установленным по ре- зультатам торгов. Таким образом, потребитель на розничном рынке может вы- бирать между приобретением электроэнергии по нерегулируе- мым ценам через ГП, участием в организованных торгах и (или) заключением договоров с энергосбытовыми компаниями. БИРЖЕВЫЕ ИНСТРУМЕНТЫ УСТРАНЕНИЯ ЦЕНОВЫХ РИСКОВ Фьючерсные контракты. Фьючерсный контракт, как и фор- вардный, представляет собой договор о поставке товара в бу- дущем. Однако, в отличие от форвардных, фьючерсные контра- кты полностью стандартизированы и обращаются (торгуются) исключительно на биржах. Условия каждого контракта на дан- ный товар одинаковы во всем, кроме, естественно, цены сделки. Товарная биржа обеспечивает механизм, с помощью которого контракты продаются и покупаются. При двусторонних форвардных сделках всегда существует риск неисполнения контракта. В случае фьючерсов такого опа- сения нет, так как между продавцом и покупателем по каждо- му контракту стоит биржа После того как брокеры участников сделки встретились в зале биржи и договорились о цене, все отношения между сторонами прекращаются; биржа становит- ся продавцом для покупателя и покупателем для продавца. На организованных рынках неисполнение обязательств - крайне 2 редкое явление . Форвардные контракты, как правило, завершаются физиче- ской поставкой товара. По фьючерсам она также принципиально возможна всегда, но на развитых финансовых рынках происходит довольно редко. Основным способом исполнения контрактных обязательств является заключение обратной («офсетной») сдел- ки. Например, если участник биржи - трейдер - покупает фью- черсные контракты (т.е. связывает надежды на прибыль с ростом цены контрактов - имеет «длинную позицию»), офсетная сделка
126 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС 1 Так как в основе каж- дого фьючерса лежит базовый актив • соот- ветствующий товар. будет заключат вся в продаже того же числа фьючерсных контра- ктов на тот же месяц поставки, по которому куплен контракт первоначально. Для держателя «короткой позиции», продавца, офсе гная сделка будет противоположной. Чтобы закрыть свою позицию он должен купить контракт по текущей цене на той же бирже. На финансовых счетах трейдеров учитывается разница в ценах купли-продажи фьючерсов. Следует отметить, что обрат- ную сделку можно совершить в любое время, даже в последний торговый день перед месяцем поставки. Некоторые товарные биржи разработали контракты на энер- гоносители, которые не требуют закрытия фьючерсной пози- ции. В них предусмотрен расчет наличными вместо поставки или принятия реальною товара. Биржа устанавливает налич- ную расчетную цену в последний день торговли, используя раз- личную информацию по ценам. В принципе фьючерсные контракты могут заключаться на любой из 12 месяцев поставки, чаще всего на срок 1-3 года вперед. На большинстве фьючерсных рынков сделки заключа- ются только на конкретные месяцы, установленные биржей для данного контракта. Таким образом, между датой начала тор- говли контрактом на бирже и днем, предшествующим началу б. [ижнего месяца поставки товара, существует временной ин- тервал - «срок обращения» фьючерса. В случае если контракт предусматривает физическую поставку, ее осуществление обе- спечивает клиринговая фирма биржи, которая подбирает пары покупателей и продавцов и координирует весь процесс их вза- имодействия. Особенностью спецификаций фьючерсных контрактов на электроэнергию является то, что помимо месяцев поставки (на- пример, 18 месяцев подряд начиная со следующего за текущим календарным) в них фиксируется период поставки (например, 17 пиковых часов с 7.00 до 22.00), а также скорость поставки (например, 2 МВт в течение периода поставки). Параметр «еди- ница контракта» обозначает месячный объем и точку поставки электроэнергии. Участники фьючерсных рынков подразделяются на ком- мерческих (хеджеров) и некоммерческих (их называют также спекулянтами). Коммерческие субъекты связаны с реальными товарами и используют фьючерсные рынки для снижения ри- ска колебания цены этих товаров; такая операция называется хеджированием. Спекулянты прямо заинтересованы в колеба- ниях цен, рассчитывая получить от этого доход. Они покупают фьючерсы, когда считают, что цены находятся на низком уров- не, и продают их, когда полагают, что цены достаточно высоки. Это способствует эффективному формированию цен на товары в будущем1 и обеспечивает ликвидность всему фьючерсному рынку. В связи с этим одна из важнейших функций фьючерсных рынков заключается в предоставлении обществу объективной информации о ценах на товары.
РАЗДЕЛ 2. РЫНОЧНЫЕ ОТНОШЕНИЯ В ЭЛЕКТРО- И ТЕПЛОСНАБЖЕНИИ 127 Возможность и эффективность хеджирования обусловлены двумя особенностями фьючерсных рынков. Во-первых, цены на фьючерсы тесно связаны с текущей ценой наличного товара, лежащего в основе фьючерсного контракта. Даже несмотря на то что реальная поставка происходит относительно редко, уже сама ее возможность определяет достаточно четкое соотноше- ние между наличными и фьючерсными ценами (базис). Следует подчеркнуть, что от стабильности базиса зависит эффективность конкретной хеджинговой операции. Во-вторых, хеджирование дает право закрывать фьючерсные позиции противоположной сделкой. Хеджер занимает две позиции - одну на рынке наличного товара, другую - на фьючерсном рынке. Причем позиция на фьючерсном рынке (продавец или покупатель) противополож- на рисковой позиции на наличном (покупатель или продавец). Итоговая комбинация обеих позиций приводит к уменьшению или устранению подверженности риску. Поскольку наличные и фьючерсные цены находятся в тесной корреляции, изменение стоимости наличной позиции компенсируется изменением сто- имости фьючерсной позиции. Пример. Предположим, что 1 марта энергосбытовая компа- ния (ЭСК) договорилась с предприятием-потребителем о поставке 704 МВт в апреле. Период поставки 17 ч в сутки; скорость поставки 2 МВт-ч каждый час; поставка осуществляется только в рабочие дни месяца (22 дня). В договоре зафиксирована текущая наличная цена электроэнергии 70 долл./ МВт-ч и прибыль ЭСК. Для хеджирования риска повышения цен на оптовом рынке элек- троэнергии ЭСК покупает на бирже фьючерсный контракт на этот же объем с поставкой в мае; допустим, что майские фьючерсы котируют- ся по 70,5 долл./(МВт-ч). Пусть средневзвешенная цена шектроэнергии на оптовом рынке в апреле повысилась и составила 72 долл./(МВт-ч). Кроме того, фьючерс- ные цены также выросли на 2 долл./(МВтч) - до 72,5 долл./(МВтч). Тогда ЭСК продает (ликвидирует) фьючерсный контракт. Нетто-результат хеджа будет такой: Дата Наличный рынок Фьючерсный рынок Базис 1.03 Договор на поставку 704 МВтч по 70 долл./(МВт ч) Покупка 704 МВт ч (один контракт) по 70,5 долл./(МВт-ч) 0,5 долл./ (МВтч) 1.04-30.04 Покупка 704 МВт ч по 72 долл./(МВт ч) Продажа 704 МВт-ч (офсет) по 72,5 долл./(МВт-ч) 0.5 долл./ (МВт-ч) Убыток по наличной позиции: -2-704 = -1408 долл. Прибыль по фью- черсной позиции: 2-704 = +1408 долл. Результат хеджа: -1408 долл. + 1408 долл. = 0 долл.
128 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС Итак, потери на наличном ринке, обусловленные повы- шением цен, были полностью компенсированы прибылью на фьючерсном рынке, так как в нашем примере наличные и фью- черсные цены изменялись в точности одинаково и базис оста- вался стабильным. Если же базис изменяется, то хедж может принести прибыль или убыток в зависимости от относительно- го движения цен. Поэтому многие компании стремятся исполь- зовать фьючерсные рынки и технику хеджирования не только для уменьшения риска, но и для повышения доходности, часто добиваясь этого за счет благоприятного изменения базиса Компании - производители электроэнергии могут продать фьючерсные контракты для закрепления конкретной цены по- ставки энергии, которую они должны произвести в ближайшие месяцы. И наоборот, потребители электроэнергии, например промышленные компании, могут приобрести фьючерсы для за- щиты своей цены покупки. Кроме того, торговцы электроэнер- гией, имеющие двойной риск, могут хеджировать посредством покупки или продажи этих контрактов. Долгосрочные (форвардные) контракты с фиксированными ценами дают много преимуществ конечным потребителям. По- этому способность поставщиков энергоносителей хеджировать цены непосре ютвенно влияет на развитие этой формы контракт- ных отношений. Такой подход к цене предложения распростра- няется в зарубежных странах все шире, по мере того как постав- щики учатся использовать фьючерсные рынки энергоносителей. Необходимо подчеркнуть, что перспективы развития фью- черсных рынков в электроэнергетике России непосредственно зависят от роста сектора свободной торговли и в особенности от спотового рынка электроэнергии с ценовой неустойчивос- тью. Для успеха фьючерсных контрактов требуется наличие большого числа компаний, способных использовать финансо- вые инструменты в своих операциях. Кроме того, желательно некоторое участие спекулянтов, повышающих эффективность формирования фьючерсных цен; на организованном фьючерс- ном рынке манипулирование ценами практически невозможно. Опционные контракты. Как и фьючерсы, опционы также представляют собой контракты на покупку (продажу) товара в будущем. Но в отличие от фьючерсных контрактов, фиксиру- ющих обязательства сторон осуществить и принять поставку товара, опционы предоставляют покупателю контракта право (но не обязанность) купить либо продать определенный товар по твердо установленной цене в определенный период. В то же время другой участник контракта, продавец опциона, принимает на себя обязательство продать или купить товар по договорной цене, если покупатель предъявит свое право и исполнит опци- он. Покупатель опциона за указанное право выплачивает про- давцу цену опциона, которая также называется премией. Фикси- рованная в договоре цена на товар называется ценой исполнения опциона.
РАЗДЕЛ 2. РЫНОЧНЫЕ ОТНОШЕНИЯ В ЭЛЕКТРО- И ТЕПЛОСНАБЖЕНИИ 129 Добавим, что опционы бывают двух видов: на покупку (оп- цион «колл») и на продажу (опцион «пут»). Первый дает его держателю право купить товар (т.е. определенный актив, лежа- щий в основе опциона), второй - право продать товар. Опционные контракты, как и фьючерсы, могут использо- ваться и в целях спекуляции на ценах на энергоносители, и для уменьшения или устранения ценового риска. Наиболее важная особенность опционов состоит в том, что держатель опциона имеет возможность получать прибыль от изменения цен в бла- гоприятном для него направлении, избегая при этом убытков, связанных с противоположным движением цен. В отличие от фьючерсных контрактов, когда потенциальные потери от небла- гоприятно! о движения цен могут быть любыми, для покупателя опциона возможные убытки ограничиваются только размером премии. Значит, для него риск по опциону заранее определен и лимитирован. Это во многом способствовало распростране- нию на мировых товарных биржах опционных контрактов на энергоносители: нефть и нефтепродукты, уголь, природный и сжиженный газ, а в последние годы и на электроэнергию. Од- нако надо иметь в виду, что в противоположность покупателям опционов, чей риск известен и ограничен, продавцы опционов могут понести убытки. Поэтому на продавцов опционов, обра- щающихся на бирже, распространяется требование о внесении гарантийной маржи. Существует две разновидности опционов: внебиржевые (или дилерские) и биржевые (или фьючерсные). Внебиржевые оп- ционы, как правило, не стандартизированы и предполагают по- ставку реального товара. Пример. Энергетическая компания через дилера продает промыш- ленному предприятию опцион «колл» на поставку 840 МВт ч электро- энергии, покрывающую одну конкретную неделю. Период исполнения (срок действия) опциона составляет 3 месяца (после его окончания на- чинается поставка), цена исполнения опциона 40 долл./(МВт-ч). При заключении контракта покупатель опциона, промышленная компания, выплачивает продавцу, энергокомпании, премию по опциону Предпо- ложим, что она составляет 1,5 долл./(МВт-ч), или всего 1260 долл. Воспользуется потребитель своим правом на покупку у производи- теля 840 МВт ч по цене 40 долл./(МВт-ч) или нет, зависит от изменения цены на рынке электроэнергии. Если к моменту истечения опциона средняя цена на спотрынке поднимется выше 40 долл./(МВт ч), то про- мышленное предприятие использует опцион; энергокомпания осуще- ствит поставку и покупатель заплатит 33 600 долл. (40-840). Если же цена опустится ниже 40 долл./(МВт-ч), то потребитель откажется от исполнения опциона, так как сможет купить электроэнергию на рынке дешевле, чем у энергокомпании; это его право. В этом случае убытки потребителя электроэнергии составят всего 1260 долл., т.е. выплачен- ную по контракту премию. 5 Энергетический бизнес
130 энергетический бизнес 1 Подобно фьючерс- ным контрактам, боль- шая часть биржевых опционов закрывается офсетной сделкой и ре- альная поставка даже фьючерсных контра- ктов осуществляется относительно редко. Биржевые опционные контракты на энергоносители дают держателю опциона право покупать или продавать определен- ный фьючерсный контракт по установленной цене в течение срока действия опциона. Таким образом, они предполагают поставку не реального товара, а фьючерсного контракта1. По- пулярность этих опционов объясняется, в частности, тем, что цены на фьючерсы публикуются, они прозрачны и известны всем участникам рынка. Дата окончания срока опциона наступает обычно за 1-3 дня до истечения срока фьючерсного контракта, лежащего в его основе. Опционы могут иметь срок действия до 12 месяцев впе- ред. Но основной объем операций обычно приходится на опци- оны с ближайшим сроком истечения; как правило, это опционы на срок до 3 месяцев. Рыночная цена опционов (премия) зависит от цены фьючерс- ного контракта, лежащего в основе опциона. Поскольку эти кон- тракты биржевые, в наличии имеется рынок, на котором можно всегда продать купленные контракты или купить проданные. При опционных сделках возможным вариантом является окончание срока опциона без его исполнения. Этот способ ис- пользуется в операциях с опционами «колл», когда в момент ис- течения опциона рыночная цена фьючерсного контракта ниже, чем цена исполнения, и в операциях с опционами «пут», ког- да рыночная цена контракта выше цены исполнения. При этом убытки и прибыли сторон равны первоначальной цене опциона, т.е. премии. Если опцион «колл» исполняется его покупателем и фью- черсная цена выше цены исполнения опциона, то продавец оп- циона должен заплатить покупателю наличными сумму, равную произведению разницы в ценах на объем поставки товара по фьючерсному контракту. Как и в случае с фьючерсными контрактами, конечный ре- зультат опциона будет равен нулю. Если покупатель получает прибыль, то продавец имеет убыток, и наоборот. В (включение следует отметить, что существует множество различных стратегий, включающих опционы, фьючерсы и их разновидные комбинации, которые позволяют занимать участ- никам рынка практически неограниченные спекулятивные и хеджинговые позиции.
131 ГЛАВА 8 УПРАВЛЕНИЕ НАДЕЖНОСТЬЮ В НОВЫХ УСЛОВИЯХ ПРИНЦИПЫ НАДЕЖНОГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ Проблема надежности электроснабжения в современных условиях приобрела глобальный характер. Это обусловлено, с одной стороны, всеобщей электронификацией и широким вне- дрением компьютерных технологий практически во все сферы жизни общества. Причем одновременно отмечается нарастание угроз устойчивому электроснабжению из-за резких климатиче- ских изменений и участившихся природных катаклизмов в раз- личных уголках планеты; с другой - тем, что во многих странах активно идет процесс реструктуризации электроэнергетики и развития рыночных отношений в этой отрасли. Переход к конкурентным рынкам электроэнергии со свобод- ным ценообразованием может негативно отразиться на надеж- ности и качестве электроснабжения. Этому есть ряд причин. В частности, возрастает (причем значительно) количество участников рынка, которые должны взаимодействовать на осно- ве многосторонних контрактов, но нередко имеют разнонаправ- ленные интересы. При этом нарушение взаимных обязательств в каком-либо одном звене системы отношений способно вызвать цепную реакцию с перебоями в поставках электроэнергии на обширных территориях. Важно также, что обостряется пробле- ма скоор щнированного планирования развитья конкурентных (генерации) и регулируемых (сетевого комплекса) сфер рынка. Кроме того, как известно, обеспечение надежности требует со- ответствующих дополнительных затрат оз всех участников рын- ка. Но, руководствуясь критериями максимизации доходности, они стремятся предельно (и даже более того) использовать про- пускную способность гпектричсских сетей, сокращать резервы, избегать участия в регулировании режимов производства. По- является угроза ослабления дисциплины при предотвращении и ликвидации аварий. В этих условиях системному оператору становится затруднительно выполнять свои функции по веде- нию режимов и осуществлению противоаварийных действий исключительно традиционными методами. Известно, что основными техническими способами поддер- жания надежности в энергосистемах, реализуемыми органами оперативно-диспетчерского управления, являются: • распоряжение резервами генерирующих мощностей и пропускной способности электрических сетей; • оперативное регулирование режимов электростанций и сетей (с отклонениями от экономически оптимальных зна- чений);
132 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС • плановые (с предварительным уведомлением) отключе- ния нагрузок потребителей. В результате в каждый момент обеспечивается баланс мощно- стей и нагрузок в энергосистеме и поддерживаются необходи- мые параметры качества электроэнергии. При прежней вертикально интегрированной схеме организа- ции электроэнергетики применение указанных мер имело свои особенности. Так, ответственность за надежность сосредоточи- валась в интегрированных энергокомпаниях, которые были обя- заны поддерживать безотказность своего оборудования, содер- жать резервные мощности и выполнять все режимные команды системных операторов. Затраты на надежность определялись равным образом на основе технических критериев и в целом не отвечали принципам оптимального распределения ресурсов. Они распределялись между всеми потребителями пропорцио- нально их нагрузкам и оплачивались через регулируемые та- рифы. Экономически обоснованного возмещения ущербов от перерывов в электроснабжении практически не было. Можно заключить, что, по существу, в управлении надеж- ностью в значительной степени преобладали методы админи- стративного принуждения. Реализация функции надежности в электроэнергетике не получала адекватной экономической оценки. Критерии экономической эффективности имели второ- степенное значение, т.е. принцип компромисса между уровнем надежности и издержками на его повышение особо во внимание не принимался. Между тем следует отметить, что в техническом отношении в целом эта система работала неплохо, особенно при жесткой централизации оперативно-диспетчерского управления в крупных энергообъединениях. Ситуация кардинально меняется с развитием рыночных отно- шений в электроэнергетике, объективно требующих внедрения экономических методов управления надежностью электроснаб- жения. При этом, естественно, все отмеченные выше «класси- ческие» технические способы обеспечения надежности в том или ином сочетании сохраняются, но их реализация уже опо- средуется соответствующими экономическими инструментами: финансовыми стимулами, рыночными ценовыми сигналами. Однако надо иметь в виду, что полностью отказаться от внеэко- номических методов принуждения субъектов энергетического рынка при управлении надежностью, тем более в переходный период, будет невозможно. Речь должна, скорее, идти о четкой регламентации тех ситуаций, в которых они должны безусловно применяться. Экономический механизм управления надежностью элек- троснабжения строится исходя из следующих базовых прин- ципов. 1. В условиях рыночных отношений функция надежности становится услугой (товаром). В операции по ее купле-прода- же вовлекаются все основные субъекты рынка электроэнергии.
РАЗДЕЛ 2. РЫНОЧНЫЕ ОТНОШЕНИЯ В ЭЛЕКТРО- И ТЕПЛОСНАБЖЕНИИ 133 При этом следует различать услуги, связанные непосредствен- но с надежностью электроснабжения потребителей, и услуги по системной надежности (балансировка мощности, резервирова- ние, противоаварийные действия). 2. Фундаментальными характеристиками механизма управ- ления являются плата за надежность и обязательный к выпла- те экономический ущерб от снижения надежности (перерывов в элекгроснаожении). Они служат основой сбалансированных экономических отношений между всеми субъектами рынка, причем в соответствии с распределением ответственности за надежность (это положение, в частности, присутствует в Законе РФ «Об электроэнергетике»). 3. Плата за надежность для потребителя включает оплату системных услуг (в том числе услуг по диспетчерскому управ- лению) и экономически обоснованных затрат электросетевой компании на обеспечение определенного уровня надежности электроснабжения. В то же время ее величина должна соответ- ствовать вероятному ущербу для потребителя при данном уров- не надежности. Только таким образом можно сбалансировать интересы потребителя и поставщика электроэнергии и оптими- зировать затраты на надежность электроснабжения. 4. Потребители имеют возможность выбирать разный уро- вень надежности электроснабжения, например базовый, повы- шенный или пониженный (вплоть до согласия на периодические отключения). Соответствующим образом следует дифференци- ровать и плату за надежность в договорных либо регулируемых тарифах (в некоторых случаях потребитель будет не платить, а получать за надежность). Такой подход, по существу, включает потребителя в процесс управления надежностью в данной энер- госистеме. 5. Целесообразно, чтобы органы регулирования электроэнер- гетики ввели систему экономического стимулирования повы- шения надежности электроснабжения для распределительных сетевых компаний. 6. Услуги, связанные с системной надежностью, предостав- ляются на конкурентно-рыночных принципах. Для этого требу- ется создание соответствующих рынков и ценовых механизмов, функционирование которых должно осуществляться под эгидой системного оператора. Экономический механизм управления надежностью, осно- ванный на указанных принципах, включает следующие эле- менты: • законодательно оформленную схему распределения ответ- ственности за надежность между субъектами рынка - ге- нерирующими, сетевыми компаниями, энергосбытовыми организациями, системным оператором; • стандарты на электроснабжение, содержащие техниче- ские критерии надежности и пределы экономической от- ветственности за их нарушения;
134 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС Рис. 8.1. Основные направления обеспечения надежности в электроэнергетике • специальные контракты энергокомпаний с потребителя- ми, предусматривающие отключения нагрузки (в обмен на финансовые стимулы), а также страхование ущербов; • методы стимулирования повышения надежности в энерго- компаниях, осуществляемые регулирующими органами; • тарифы на электроэнергию, дифференцированные по уровням надежности электроснабжения; • плату за генерирующие мощности на оптовом рынке; • рынки технологических резервов; • рынки системных услуг. Следует отметить, что с помощью указанного механизма раз- личные субъекты должны осуществлять определенные функции в управлении надежностью и таким образом реализовывать со- ответствующие направления ее обеспечения в электроэнергети- ке (рис. 8.1).
РАЗДЕЛ 2. РЫНОЧНЫЕ ОТН< ШЕНИЯ В ЭЛЕКТРО- И ТЕПЛОСНАБЖЕНИИ 135 Ниже рассматриваются некоторые конкретные подходы к управлению надежностью электроснабжения, принятые в sapy- бежных странах, в частности, при разработке стандартов, кон- трактов и методов стимулирования. Стандарты на электроснабжение подразделяются на га- рантированные и общие. Гарантированные стандарты устанавливают: • вид услуги; • минимальный уровень услуги; • штрафы (возмещение, платежи) заказчику за необеспече- ние данного уровня услуги. Выплата компенсаций может осуществляться автоматически или по запросу потребителя. Таблица 8.1 ГАРАНТИРОВАННЫЕ (ГС) И ОБЩИЕ (ОС) СТАНДАРТЫ НА ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ Операция ГС/ОС Страна Норматив (продолжительность операции и размеры компенсации) Предупреждение об отключении ГС Великобритания За 2 дня (29,05 евро для жилого сектора и 58,10 евро для промышленного сектора) электроэнергии Ирландия Минимум за 2 рабочих дня. Потребитель должен предъявить претензии в течение месяца со дня отключения (85 евро) ОС Нидерланды За 3 дня Португалия За 36 ч Испания Минимум за 24 ч Запланированные ГС Франция 2 ч (99,6% успеха) (25 евро) отключения Великобритания До обеда или после обеда по желанию заказчика (29,05 евро) Ирландия До обеда или после обеда (35 евро) Италия В течение 3 ч (25,82 евро) Португалия В течение 3 ч (15 евро) ОС Нидерланды Время блокируется в течение 2 ч Восстановление электроснабжения ГС Великобритания За 18 ч (компенсация за множественные отключения жилищного сектора: 4 или больше отключений в течение не менее 3 ч за 12 мес. - 82,63 евро. В других секторах выплачивается 145,26 евро) Ирландия При перерыве снабжения на 24 ч выплачивается компенсация 65 евро; после 24 ч - 35 евро за каждый дополнительный час отключения ОС Великобритания Гарантия 99,5%, через 18 ч Ирландия . арантия 95% через 4 ч Португалия Гарантия 80%>, через 4 ч Испания За 5 рабочих дней после подписания контракта Коррекция напряжения ГС Ирландия 12 недель, если не требуется значительной реконструкции сети (50 евро) ОС Великобритания 100%о-ная гарантия за 6 месяцев
136 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС Подсоединение ГС Франция 2 рабочих дня. Гарантия 99,9% (25 евро) (поставка электроэнергии Великобритания 2 дня для жилого сектора и 4 дня для промышленного сектора (29,05 евро) и установление счетчиков) Ирландия 3 рабочих дня для жилого сектора и 5 рабочих дней для промышленного сектора. Для подсоединения вновь - через 2 недели после оплаты (компенсация за неустановление счетчика - 50 евро и 50 евро за несвоевременное подсоединение) Италия 5 рабочих дней при низком напряжении и 8 рабочих дней при среднем напряжении Испания За 5 рабочих дней после подписания контракта (компенсация 30 евро или 10% от первого счета на электроэнергию) ОС Франция 25 евро Великобритания Гарантия 100%. 30 дней - жилой сектор и 40 дней - промышленный сектор Португалия Гарантия 90%. За 2 рабочих дня после подписания контракта Общие стандарты относятся к услугам, по которым невоз- можно дать индивидуальные гарантии, но заказчики имеют пра- во получить определенные уровни обслуживания. Они не пред- усматривают компенсационных выплат, но играют важную роль для мониторинга качества услуг энергокомпании и в условиях гласности результатов их деятельности выполняют стимули- рующую функцию. В табл. 8.1 приведены некоторые наиболее распространенные в разных европейских странах стандарты, устанавливающие характеристики надежности и качества элек- троснабжения. В табл. 8.2 приведены показатели компенсации ущербов от перерывов в электроснабжении в разных европей- ских странах. Следует подчеркнуть, что для потребителя они, по существу, выражают цену надежности. Энергокомпании не несут экономической ответственности за надежность электроснабжения, как правило, в следующих слу- чаях: • стихийные воздействия природных явлений (молнии, на- воднения, землетрясения); • форсмажорные обстоятельства (военные действия, заба- стовки, падение самолетов, крупные пожары и др.); • аварии по вине третьих лиц (несогласованные земельные работы, небрежная рубка деревьев в зоне электросетей, незапланированные и одновременные отключения не- скольких генерирующих установок); • необходимость проведения плановых и срочных ремонт- ных работ. Следует отметить, что в каждой стране существуют свои особенности при ограничении ответственности за надеж- ность и предельные значения размеров компенсации ущербов.
РАЗДЕЛ 2. РЫНОЧНЫЕ ОТНОШЕНИЯ В ЭЛЕКТРО- И ТЕПЛОСНАБЖЕНИИ 137 ОТВЕТСТВЕННОСТЬ ПОСТАВЩИКОВ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ПЕРЕД КЛИЕНТАМИ Страна Условия и размер компенсации недопоставок Финляндия Стандартная компенсация потребителям в случае недопоставок электроэнергии: - 10% годовой платы за электроэнергию при прекращении подачи 12-24 ч, - 25% годовой платы за электроэнергию при прекращении подачи 24-82 ч, - 50% годовой платы за электроэнергию при прекращении подачи 82-120 ч, - 100% годовой платы за электроэнергию при прекращении подачи более 120 ч , Максимальный размер компенсации 800 евро/потребитель Ирландия Оператор распределительной сети гарантирует уведомление о плановом останове и прекращении подачи электроэнергии, по крайней мере, за 2 дня. Если он этого не сделал, то каждому потребителю электроэнергии в жилищном секторе выплачивается компенсация в размере 35 евро/потребитель, а в промышленном секторе - 130 евро/потреби । ель. При проведении ремонтных работ с отключением потребителя не более чем на 24 ч после уведомления оператором распределительной сети выплачивается компенсация 65 евро потребителям жилищного сектора и 130 евро потребителям промышленного сектора. За каждый последующий период (12 ч) выплачиваются дополнительно 35 евро каждому потребителю Нидерланды При неплановом отключении электроэнергии на более чем 4 ч сетевые компании выплачивают следующие компенсации индивидуальным пользователям: - в жилищном секторе - по 35 евро; - небольшим промышленным предприятиям - по 910 евро; - крупным промышленным предприятиям 0,35 евро/(кВт-ч) мощности (но максимум 91 000 евро) Норвегия В случае отсутствия незапланированных отключений, перерывов и нарушений снабжения плата составит: - жилищный сектор и сельское хозяйство - 0,4 евро/(кВт-ч); - промышленность - 4,8 евро/(кВт-ч); В случае незапланированных остановов, отключений и нарушений снабжения электроэнергией: - жилищный сектор и сельское хозяйство - 0,5 евро/( кВт-ч); - промышленность - 6,8 евро/(кВт-ч) Португалия Действуют побудительные мотивы для улучшения непрерывности снабжения электроэнергией в распределительных сетях. Определен базовый уровень возможных недопоставок электроэнергии и нейтрального диапазона частот. За пределами нейтрального диапазона частот каждый кВт-ч недопоставленной электроэнергии оценивается в 1,5 евро/(кВт-ч) Испания В случае несоответствия с качественными показателями электроснабжения потребителям предоставляются скидки на поставляемую электроэнергию Таблица 8.2 Компенсационные выплаты потребитель получает чаще всего через сбытовую компанию, но иногда распределительные элек- тросетевые компании проводят штрафные платежи напрямую. Контракты на отключение нагрузки. Некоторые потре- бители в обмен на финансовые стимулы дают согласие энер- гокомпании на периодические отключения части своих нагру- зок. В таких контрактах обычно устанавливаются ограничения
138 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС 1 Применяется и прямое отключение натру тки с помощью дистанционного управ- ления. 2 Учитываются все неполадки в сетях с напряжением более 1 кВ, которые привели к отключениям на срок более 3 мин. по частоте и продолжительности перерывов в электроснабже- нии на договорный период. При этом для данного потребителя определяется так называемый фиксированный уровень обслу- живания - объем потребляемой мощности, который, по оцен- ке потребителя, необходим ему для поддержания нормального функционирования в течение всего перерыва в электроснабже- нии. Потребитель после получения уведомления об отключении обязан за определенный промежуток времени снизить нагрузку до этого неотключаемого j ровня1. В противном случае потреби- тель выплачивает компании установленный в контракте штраф. Согласие сократить свое потребление до фиксированного уров- ня с гимулируется снижением тарифа на электроэнергию (мощ- ность), потребляемую сверх этого уровня, причем, что важно, независимо от того, имело ли место отключение. Подобные соглашения позволяют энергокомпаниям быстро балансировать энергетические мощности и нагрузки в районах обслуживания и обеспечивать требуемое качество электроэнер- гии (частоту и напряжение) в энергосистемах, относительно уменьшая затраты на резервирование. Такие контракты, в част- ности, применяются в энергокомпаниях США и Бельгии. Контракты со страхованием ущерба. Компания-постав- щик AVU (Германия) предлагает клиентам желающим иметь повышенные гарантии надежности поставок электроэнергии, дополнительную услугу - специальные договоры комплексно- го страхования. Компания принимает на себя страхование ма- териальных ущербов, вызванных отключениями электроснаб- жения в своих сетях. Страхованию подлежит электрическое и электронное оборудование потребителя. В контракте введены соответствующие ограничения по размеру возмещения ущерба для одного клиента или одного страхового случая. Стимулирование надежности органами регулирования. В Норвегии стимулирование надежности в электросетевых ком- паниях основано на регулировании величины годового дохода. Ежегодно для каждой компании определяется общая стоимость перерыва электроснабжения2. При этом используются данные об удельных ущербах по категориям потребителей (табл. 8.3) и о количестве непоставленной электроэнергии. В конце года регулирующий орган рассчитывает разницу меж- ду ожидаемой (по данным прошлого года) и фактической стои- мостью перерыва. Если эта величина будет иметь положительное СРЕДНЯЯ УДЕЛЬНАЯ СТОИМОСТЬ ПЕРЕРЫВАВ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИИ В НОРВЕГИИ, ЕВРОДКВТЧ) НЕПОСТАВЛЕННОЙ ЭНЕРГИИ Кат< гория потребителей Перерыв с уведомлением Перерыв без уведомления Жилой и сельскохозяйственный секторы 0,38 0,5 Промышленный и коммерческий секторы 4,38 6,25 Таблица 8.3
РАЗДЕЛ 2. РЫНОЧНЫЕ ОТНОШЕНИЯ В ЭЛЕКТРО- И ТЕПЛОСНАБЖЕНИИ 139 1 См.: Дорофеев В.В., Михайлов В. И, Фраер И.В., Эдельман В.И. Рынок электрической энергии и мощности в России: каким ему быть/ Под ред. В.И. Эдельмана. М.: Энергоатомиздат, 2000. значение (надежность лучше, чем ожидалось), то она добавля- ется к доходам компании. Если разница отрицательна, то она должна быть, наоборот, вычтена из доходов компании. В Нидерландах для распределительных компаний, в сетях которых число прерываний превысит установленный норма- тив, регулирующим органом применяются пониженные тари- фы, учитывающие оценки финансового ущерба потребителей. Считается, что это мотивирует владельцев сетей инвестировать средства в повышение надежности электроснабжения. Тарифы на электроэнергию, дифференцированные по уровням надежности. Потребителям следует предоставить воз- можность выбирать наиболее приемлемые уровни надежности электроснабжения. Для этого, например, предлагается ввести классификацию схем электроснабжения потребителей по уров- ням надежности, а также систему надбавок и скидок к тарифам, учитывающих разницу в стоимости обеспечения надежности для разных уровней (классов)1. Классификация схем электроснабжения производится на основе выделения и группировки типовых схем присоединения электроприемников по принципу однородности условий элек- троснабжения. В качестве последних рассматриваются коли- чество и характеристика источников питания; способ ввода ре- зервного питания; заданный уровень технической надежности схемы и др. Предлагается устанавливать 3-5 классов надежно- сти (первый - самый высокий). В частности, при упрощенном подходе на первом этапе внедрения метода: I класс - питание от двух территориально разобщенных, электрически независимых источников (генераторов); II класс - питание от двух секций шин одной подстанции или по двухцепной линии электропередачи; III класс - питание от одной секции шин подстанции илц по одноцепной линии электропередачи. Для каждого класса надежности определяются следующие характеристики: • приори гет и уровень участия в регулировочных меропри- ятиях; • допустимые длительность и частота перерывов в элек- троснабжении в течение расчетного периода (например года); • математическое ожидание суммарного недоотпуска элек- троэнергии (потери нагрузки) за расчетный период; • величина надбавки (скидки) к тарифу на электроэнергию или мощность. В качестве базового уровня шкалы надбавок (скидок) при- нимается фактически достигнутый (усредненный) уровень надежности электроснабжения в целом по территории, обслу- живаемой данной энергокомпанией. Для потребителя, подклю- ченного к элементу электросети с надежностью выше базово- го уровня, устанавливается надбавка к тарифу, с надежностью
140 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС 1 Потребитель может повысить надеж- ность и посредством реконс грукции своей внутренней системы электроснабжения, например, установив автономные пикоре- зервные источники электропитания. Тогда он должен быть во- обще освобожден от платы за надежность в тарифе на электро- энергию. ниже базового уровня - скидка. По желанию потребителя класс надежности может быть изменен в ту или иную сторону по срав- нению с первоначальным уровнем по схеме электроснабжения. Соответствующим образом исходя из установленной шкалы пересматривав тся надбавка или скидка к тарифу. Выбор курса на повышение надежности означает, что потре- битель готов через надбавку оплатить определенные дополни- тельные затраты энергоснабжающей организации1. Для такого потребителя высокое качество услуги по электроснабжению имеет приоритетное значение в сравнении с возможностью по- лучать полную компенсацию ущерба от перерывов в подаче электроэнергии. Заявка на понижение надежности свидетельствует, что по- требитель оценивает финансовые методы по тарифам выше, чем качество услуги. В обмен на снижение платы за электро- энергию он согласен на широкое участие в регулировочных мерах и ограничение нагрузки. В конечном счете выбор образа действий потребителя определяется и оценками удельного эко- номического ущерба от снижения надежности, его режимно-ре- гулировочными возможностями. Гарантируемые энергокомпанией характеристики надежно- сти, установленные для данного уровня (класса) электроснаб- жения, надбавка (скидка) к тарифу, размер удельного ущерба (на единицу непоставленной энергии) фиксируются в договоре между компанией и потребителем. При нарушении договорных обязательств со стороны энергокомпании она полностью возме- щает потребителю ущерб, определяемый по условиям данного договора. Таким образом, возможность потребительского вы- бора обеспечивается экономической ответственностью постав- щика. РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ОТВЕТСТВЕННОСТИ Реструктуризация электроэнергетики демонтирует единые центры ответственности за системную надежность и надеж- ность электроснабжения, существовавшие в интегрированных энергокомпаниях. Появляются новые субъекты рынка электро- энергии, между которыми распределяется ответственность за надежность. Принципы такого распределения установлены, в частности, в Законе РФ «Об электроэнергетике» и Правилах функционирования оптового и розничного рынков электриче- ской энергии. Они основаны на договорных отношениях и ме- ханизме экономической ответственности за надежность. Субъектами рынка, непосредственно отвечающими за на- дежность в соответствии с выполняемыми ими функциями, яв- ляются: • энергосбытовые организации (включая гарантирующих поставщиков); • электросетевые компании всех уровней;
РАЗДЕЛ 2. РЫНОЧНЫЕ ОТНОШЕНИЯ В ЭЛЕКТРО- И ТЕПЛОСНАБЖЕНИИ 141 1 Имеются в виду фили- алы ФСК. • генерирующие компании; • системный оператор и другие органы оперативно-диспет- черского управления в технически изолированных энерго- системах. Если потребитель не имеет отдельных контрактов на оказа- ние соответствующих услуг с субъектом оперативно-диспетчер- ского управления и обслуживающей его сетевой организацией, то ответственность перед ним за надежность электроснабжения несет энергосбытовая компания В договоре между ними, на- ряду с другими параметрами, устанавливается экономическая ответственность энергосбытовой компании в виде компенсации убытков потребителя, вызванных несоблюдением стандарта на- дежности. При этом должны оговариваться факторы природно- го и техногенного характера, ущерб от действия которых воз- мещению не подлежит. Но сбытовая компания, как известно, сама не производит, не передает и не распределяет электроэнергию. Значит, она долж- на иметь аналогичные договорные отношения с системным оператором (отвечающим за надежную генерацию и доставку электроэнергии в определенные узлы энергосистемы) и сетевой компанией (отвечающей за надежность доставки электроэнер- гии от этих узлов до конечных потребителей). Может быть и альтернативный вариант заключения договора по надежности только с региональной сетевой (распределительной) организа- цией, которая в свою очередь устанавливает отношения с си- сземным оператором. Чтобы выполнить свои обязательства по надежности перед энергосбытовой компанией, системный оператор устанавливает договорные отношения со всеми генерирующими компаниями и сетевыми организациями, обслуживающими системообразу- ющую сеть и доставляющими электроэнергию в узлы системы1, находящиеся под его ответственностью. Следует отметить, что системный оператор также взаимодействует с администрато- ром торговой системы по загрузке системных генераторов, размещению резервов и сетевым ограничениям, в совокупности влияющим на формирование коммерческого баланса спотрынка «на сутки вперед» (рис. 8.2). В договорах генерирующих и сетевых компаний с систем- ным оператором должна быть зафиксирована гарантируемая ими надежность оборудования, выдача мощности и пропускная способность. Указанные гарантии поддерживаются финансо- выми обязательствами; за их фактические нарушения генери- рующие и сетевые компании выплачивают штрафы системному оператору. Таким образом, компенсационные выплаты энергосбытовых компаний потребителям в случаях перебоев в электроснабже- нии возмещаются этим организациям по цепочке взаимной от- ветственности субъектов рынка, в конечном счете - непосред- ственными виновниками ситуации.
142 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС Рис 8.2. Взаимодействие системного оператора с субъектами рынка электроэнергии при управлении надежностью Системный оператор является интегрирующим и координи- рующим звеном в отношениях по надежности на рынке элек- троэнергии. Конкретно он несет всю полноту ответственности за обеспечение системной надежности путем создания резервов генерирующих мощностей и распоряжения этими резервами, управления структурой электрической сети и пропускной спо- собностью электрических связей, использованием возможно- стей потребителей-регуляторов и др. Свои функции в рыночных условиях системный оператор осуществляет посредством • информирования субъектов рынка о системной среде (по- часовые нагрузки, потребность и размещение резервов, сетевые ограничения), на основе чего они формируют свои ценовые заявки; • контроля за технической реализуемостью коммерческого баланса, формируемого АТС, с внесением соответствую- щих коррективов с учетом системных требований и огра- ничений; • управления функционированием балансирующего рынка электроэнергии; • управления функционированием рынков оперативных ре- зервов генерирующих мощностей, а также рынка других системных услуг, связанных с надежностью и качеством электроснабжения; • организации деятельности по прогнозированию произ- водства и потребления в сфере электроэнергетики;
РАЗДЕЛ 2. РЫНОЧНЫЕ ОТНОШЕНИЯ В ЭЛЕКТРО- И ТЕПЛОСНАБЖЕНИИ 143 • участия в формировании и реализации стратегического (технологического) резерва мощностей в ЕЭС. Отметим, что установление нормативов резерва энергети- ческих мощностей осуществляется органами государственной власти в соответствии с законодательством РФ о техническом регулировании. Ответственность за развитие межсистемных связей и элек- трических сетей для выдачи мощности электростанциями воз- ложена на федеральную сетевую компанию. Правительство РФ и федеральные органы исполнительной власти должны обеспечивать условия для привлечения инвести- ций в развитие электроэнергетических систем, разработку про- грамм перспективного развития электроэнергетики и форми- рование технологического резерва мощности по производству электроэнергии в ЕЭС страны. Государственное регулирование и контроль обеспечения на- дежного и безопасного функционирования электроэнергетиче- ских систем осуществляют уполномоченные Правительством РФ федеральные органы исполнительной власти. РЫНОЧНЫЕ МЕХАНИЗМЫ ОБЕСПЕЧЕНИЯ НАДЕЖНОСТИ Торговля мощностью. На оптовом рынке должно продавать- ся два товара: электрическая энергия и генерирующая мощность. Мощность как отдельная услуга выражается в обеспечении про- изводителями готовности выдать по команде системного опера- тора генерирующую мощность для выработки электроэнергии на условиях, определенных в двусторонних договорах или правилах рынка «на сутки вперед» и балансирующего рынка. Механизм платы за мощность обеспечивает надежность функционирования ЕЭС на разных временных уровнях вплоть до долгосрочного, эффективное воспроизводство электрических мощностей и адекватные ценовые сигналы для привлечения ин- вестиций. Участниками рынка мощности должны быть все субъек- ты оптового рынка электроэнергии. При этом генерация будет иметь три источника оплаты мощности: • регулируемые двусторонние договоры; • конкурентные двусторонние договоры на поставку мощ- ности и электроэнергии; • продажа обязательств на поставку мощности на централи- зованном аукционе мощностей. В частности, в течение всего срока действия РДД генера- тор — поставщик электроэнергии получает оплату своих услов- но-постоянных затрат в соответствии с формулой, указанной в договоре. Для покупателя тариф на мощность определяется как средневзвешенный из тарифов его поставщиков. Для по- ставщиков, не продавших мощность по двусторонним догово- рам (свободным и РДД), системный оператор проводит аукцион
144 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС с маржинальным ценообразованием. Аукцион проводится от- дельно по каждому классу генерации (виду оборудования, ре- жимным характеристикам, виду топлива и др.). Оплата 1аявленной по результатам аукциона мощности про- изводится только через определенный срок после подведения итогов аукциона. В этот период покупатель и поставщик еще могут заключить двусторонние договоры на мощность, ото- бранную по результатам аукциона; цена и оплата мощности в этом случае определяются на основе соглашения. Потребители (энергосбытовые компании), не имеющие дву- сторонних договоров и покупающие электроэнергию на спот- рынке, должны будут оплачивать мощность по цене, рассчиты- ваемой как средневзвешенная из маржинальных цен на каждый класс генерации, определенных по результатам аукциона. Поставщик, продавший мощность на аукционе, обязан пре- доставить ее на рынок «на сутки вперед» по ценовой заявке (причем в пиковые часы на 100%). В случае непредоставле- ния указанной мощности поставщик-генератор расплатится по шт рафным ценам, устанавливаемым с учетом стоимости соору- жения новой мощности или усредненной величины потенциаль- ного ущерба потребителей от недопоставки электроэнергии. Рынки оперативных резервов генерирующих мощно- стей. Рынок резервов выделяется из общего рынка системных услуг. Его создание преследует две цели: стимулирование пред- ложения услуг по резервированию энергетических мощностей и минимизация стоимости этих услуг. Оперативные резервы активной мощности в энергосистемах предназначены для регулирования частоты, компенсации мощ- ностей, временно выбывших вследствие аварийных ситуаций, а также замены агрегатов, выводимых в плановые ремонты. В за- висимости от мобилизационной готовности и очередности вво- да резервы традиционно подразделяются на - вращающийся; - горячий; - холодный. Вращающийся резерв размещается на работающих недогру- женных агрегатах электростанций. Понятие «горячий резерв» несколько шире: к нему наряду с вращающимся резервом от- носится мобильная невключенная рабочая мощность гидроге- нераторов, быстро переводимых в активный режим из режима синхронного компенсатора. В холодном резерве пребывают не включенные в сеть агрегаты: его мобильность может быть раз- личной — от минут до нескольких часов набора нагрузки. На- пример, в качестве высокомобильного холодного резерва «бы- строго старта» используются газотурбинные установки. В то же время для ремонтного резерва такой оперативности ввода не 1ребуется. Все виды рынков резервов организуются и управляются си- стемным оператором. В них в обязательном порядке должны
РАЗДЕЛ 2. РЫНОЧНЫЕ ОТНОШЕНИЯ В ЭЛЕКТРО- И ТЕПЛОСНАБЖЕНИИ 145 1 В случае если тариф на электроэнергию не дифференцирован по уровням надежности электроснабжения. участвовать все генерирующие мощности; также на рынки ре- зервов могут выходить потребители с регулируемой нагрузкой. Рынки резервов едины для всех участников оптового рынка электроэнергии, как конкурентного, так и регулируемого. Уча- стие в рынках резервов осуществляется через подачу системно- му оператору почасовых ценовых заявок на соответствующий рынок резервов следующих суток. В них указываются цены, за которые участник готов предоставить в распоряжение систем- ного оператора определенные резервные мощности или сокра- тить на определенную величину потребление по требованию оператора в конкретный час суток. Системный оператор для каждого из резервов выбирает объ- екты генерирующих мощностей на основании установленных нормативов величины необходимого резерва, технологических ограничений и поданных ценовых заявок. При этом он руковод- ствуется критериями минимальных затрат на выполнение тре- бований по системной надежности. Цена последней единицы резерва (маржинальная стоимость услуги), отобранной подоб- ным образом, принимается в качестве единой цены данного ре- зерва на определенный час соответствующих суток (руб./МВт). Плата за резервы является составляющей общей платы за на- дежность электроснабжения (системные услуги) и возлагается на всех потребителей пропорционально объему потребляемой мощности за расчетный период1. Тем потребителям, которые не вносят данную плату, поставка электроэнергии должна быть прекращена. Исключение составляют потребители, имеющие автономные резервные энергоисточники, и потребители с регу- лируемой нагрузкой. При невозможности opi анизовать рынок резецвов из-за ма- лого числа потенциальных поставщиков этой услуги системный оператор формирует резервы в индивидуальном порядке (мето- дом назначения); при этом используется ставка платы за резерв, устанавливаемая государственным регулирующим органом. Рынки системных услуг. Системные услуги, предостав- ляемые на коммерческой основе, обеспечивают надежность функционирования энергосистемы и электроснабжения потре- бителей, а также стабильные значения частоты и напряжения, соответствующие действующим стандартам. Общепризнано, что к системным услугам, помимо резерви- рования мощности (см. выше), относятся: • регулирование частоты и активной мощности; • регулирование напряжения и реактивной мощности; • сетевое резервирование; • предотвращение аварий и восстановление электроснабже- ния после аварий; • диспетчерское управление. Рисунок 8.3 поясняет состав указанных услуг. Организация рынков системных услуг потребует решения ряда более или менее сложных задач, в числе которых
146 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС Рис. 8.3. Системные услуги в электро- энергетике • определение целесообразности создания рынка той или иной услуги на данном этапе; • выделение услуг конкурен гного и монопольного видов; • установление субъектов оказания (получения) каждой услуги; • определение цен на услуги (для регулируемых рынков); • создание механизма конкурентного ценообразования (для нерегулируемых рынков); • разработка методики измерения фактически оказанных услуг. Среди системных услуг к услугам конкурентного типа отно- сятся только рассмотренные выше резервирование мощности и сетевое резервирование (пока неактуальное)
РАЗДЕЛ 2. РЫНОЧНЫЕ ОТНОШЕНИЯ В ЭЛЕКТРО- И ТЕПЛОСНАБЖЕНИИ 147 Видимо, на начальной стадии либеральных реформ в элек- троэнергетике целесообразна организация рынков системных услуг лишь в областях регулирования частоты (активной мощ- ности), напряжения (реактивной мощности), а также резерви- рования мощности. Например, регулирование частоты и на- пряжения относится к монопольным видам системных услуг. Конечными получателями их являются потребители электро- энергии. Оказываю! данные услуги генерирующие компании и некоторая часть потребителей, участвующая в регулировании баланса реактивной мощности. Но эти услуги предоставляются не напрямую, а через системного оператора. Он получает их от генерирующих компаний и потребителей и оплачивает по тари- фу, установленному органом государственного регулирования электроэнергетики. Необходимо подчеркнуть, что каждый участник рынка элек- троэнергии должен заключать контракты на оказание систем- ных услуг и оплачивать их пропорционально своей мощности. Особое место в структуре системных услуг занимает диспет- черское управление. Естественно, что в этой сфере конкурентный рынок исключен однозначно. Однако услуги по диспетчерскому управлению в обязательном порядке должны оплачиваться все- ми участниками рынка электроэнергии. В связи с этим важная задача - достичь прозрачности тарифов на данные услуги, что потребует прежде всего четкого разделения функций техноло- гического управления на управление рынком электроэнергии и рынком системных услуг. Формирование технологического резерва генерирующих мощностей. Этот резерв имеет стратегическое значение и соз- дается для покрытия прогнозируемого дефицита электрической мощности в масштабе ЕЭС страны (путем сооружения новых генерирующих объектов на определенных территориях). В основу процесса формирования резерва положен конку- рентный принцип, в соответствии с которым к участию в кон- курсах на лучший инвестиционный проект допускаются любые российские и иностранные субъекты предпринимательской деятельности, удовлетворяющие определенным квалифика- ционным требованиям. Конкурсы организуются и проводят- ся системным оператором согласно определенным условиям и требованиям. Основные предварительные квалификацион- ные требования, предъявляемые к лицам, подавшим заявку на участие в конкурсе, включают такие характеристики, как опыт реализации инвестиционных проектов, способность финанси- ровать проект, опыт отношений с подрядными строительными организациями и поставщиками энергооборудования, возмож- ность привлечения к реализации проекта профессионально под- готовленных кадров. В числе условий конкурса, в частности, • величина заданной установленной генерирующей мощно- сти и территориальное расположение объектов;
148 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС • сроки начала реализации инвестиционного проекта и вво- да объектов в эксплуатацию; • минимальна! величина кпд i енерирующих установок и их экологические характеристики; • диапазоны и минимальная скорость изменения нагрузки для использования генерирующих объектов для регулиро- вания частоты; • условия оплаты услуг по формированию технологическо- го резерва (включая штрафные санкции за нарушение до- говора); • метод определения тарифа на электрическую энергию, вырабатываемую генерирующими объектами; • сроки действия договора оказания услуг по формирова- нию резерва; • критерий оценки и отбора инвестиционных проектов. Среди представленных на конкурс инвестиционных проек- тов, удовлетвопяющих условиям конкурса, отбирается проект с наименьшей стоимостью, определяемой исходя из суммарного дохода от оказания услуг по формированию резерва и от прода- жи электрической энергии, полученного в течение всего срока оплаты указанных услуг. Реализация отобранного проекта осу- ществляется на основании договора, заключаемого между си- стемным оператором и исполнителем, который станет собствен- ником генерирующего объекта (энергоблока, электростанции). Возврат инвестированных в реализацию проекта средств производится за счез платы за услуги по формированию резер- ва и тарифа на электроэнергию, вырабатываемую созданной электростанцией. Размер платы за указанные услуги устанавливается на уров- не величины, предложенной в отобранном по итогам конкурса проекте. Причем оплата начинает производиться системным оператором не ранее ввода генерирующего объекта в эксплуата- цию. Средства, необходимые для оплаты услуг по формирова- нию резерва, обеспечиваются посредством тарифа на услуги по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике Предельная величина тарифа на электроэнергию определяется по специальной формуле (для установок на природном газе) или по стоимости электроэнергии, указанной в отобранном проекте. В случае неисполнения обязательств перед системным опе- ратором по готовности генерирующего объекта к производству электроэнергии плата за услуги снижается в зависимости от уста- новленного условиями конкурса штрафного коэффициента. С момента ввода в эксплуатацию объекта исполнитель про- екта получает статус субъекта оптового рынка. Но заключение исполнителями проектов двусторонних договоров купли-прода- жи электроэнергии по свободным ценам и продажа мощности не допускаются. Исполнители проектов обязаны поддерживать генерирующие объекты в состоянии готовности к несению на- грузки в соответствии с требованиями системного оператора.
149 ГЛАВА 9 РЫНКИ ЭНЕРГОСЕРВИСНЫХ УСЛУГ ВИДЫ ЭНЕРГОСЕРВИСНОЙ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ 1 Энергисервис - это самостоятельный бизнес, функции ко- торого заключаются в специализированном обслуживании от- дельных звеньев процесса энергоснабжения от генерации до ис- пользования энергии включительно. Выделяются различные виды энергосервисной деятельно- сти: • проектирование энергообьектов (новое строительство энергообъектов, реконструкция); • энергомонтаж и наладка; • НИОКР; • энергоремонт и модернизация; • инжиниринг; • диагностика оборудования и систем; • изготовление технологического оборудования и его частей (теплообменники, паропроводы, трансформаторы и др.); • комплексные поставки оборудования, запчастей, МТР, складские услуги; • услуги по энергоэффективности для потребителей; • консалтинг. Энергосервисные рынки формируются на базе ранее су- ществовавших отраслевых специализированных организаций (институты «Теплоэлектропроект», «Энергосетьпроект», «Сель- энергопроект», ВНИПИэнергопром, ВТИ, производственные ре- монтные предприятия AO-энерго, ОРГРЭС и др.), а также вновь созданных. В связи с реорганизацией этих структур в бизнесы созданы региональные инженерные центры, энергосервисные и отдельные энергоремонтные компании. Конечно, вновь созданный энергосервисный бизнес вынуж- ден сразу заняться проблемой своей конкурентоспособности. Эта проблема отягощена рядом полученных в наследство недо- статков. 1. Низкий профессионализм менеджмента, слабые или во- обще отсутствующие службы маркетинга, управления персона- лом, экономики и финансов. 2. Расценки на работы, не соответствующие реальным за- тратам. 3. Низкое качество выполняемых работ и стремление избе- жать ответственности за него. 4. Отсутствие механизма страхования ремонтов. 5. Непрозрачность системы конкурентных торгов, непри- способленность ее к электронным торговым площадкам.
150 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС Для заказчика весьма привлекательно комплексное выполне- ние работ по энергосервису «под ключ», например по ремонту, модернизации и техническому обслуживанию своего оборудо- вания, включая проектирование, НИОКР, закупку запчастей и материалов, пусконаладку, гарантийное обслуживание. При этом заказчик имеет договорные отношения только с одним субъектом - генподрядчиком (рис. 9.1). В результате для него существенно снижается объем организационных и юридиче ских мероприятий, а в случае возникновения спорных вопро- сов облегчается претензионная деятельность. Кроме того, если в статусе генподрядчика выступает крупная энергосервисная компания, то снижается риск невыполнения условий договора (сроки, качество, гарантии). Таким образом, готовность работать в статусе генподрядчика яв- ляется одним из серьезных конкурентных преимуществ на рынке. Рис. 9.1. Общая схема бизнес-процесса для компании, работающей в качестве генподрядчика У энергосервисной компании повысятся гибкость и опера- тивность в планировании и осуществлении сервисных услуг, так как, приняв на себя полную ответственность перед заказ- чиком, она становится заинтересованной в оптимизации и по- вышении эффективности всех бизнес-процессов, связанных с выполнением договора, появляются реальные рычаги управ- ления субподрядчиками и их мотивации к более эффективной работе (качество, сроки, затраты). В рамках «полной» цены до- говора генподрядчик заинтересован выбрать субподрядчиков с оптимальным соотношением «цена - качество - гарантии» и использовать сэкономленные средства по своему усмотрению. Вместе с тем он, дорожа своей репутацией, не заинтересован
РАЗДЕЛ 2. РЫНОЧНЫЕ ОТНОШЕНИЯ В ЭЛЕКТРО- И ТЕПЛОСНАБЖЕНИИ 151 в привлечении дешевого, но неблагонадежного субподрядчика. К сожалению, менеджмент многих энергосервисных компаний пока не готов к эффективной работе в новом качестве: он не привык нести полную экономическую ответственность за ре- зультаты своей деятельности. Генподрядчик должен удовлетворять следующим условиям: • обладать достаточным количеством материальных и фи- нансовых ресурсов, чтобы иметь возможность компенси- ровать заказчику и субподрядчикам убытки, понесенные по его вине. Здесь необходимо страхование сделок у со- лидной страховой фирмы или участие «сторонней» орга- низации в качестве гаранта обязательств генподрядчика; • иметь большой опыт работы на обслуживаемом оборудо- вании и высококвалифицированный инженерно-техниче- ский персонал. Желательно также, чтобы генподрядчик сам принимал непосредственное участие в работе (опти- мально - выполнял наиболее сложные высокоточные опе- рации на основном оборудовании) и имел высококвали- фицированных линейных руководителей и рабочих. При таком подходе для заказчика снижается риск некачествен- ного выполнения работ, что особенно актуально при про- ведении ремонтов энергоблоков и турбин большой мощ- ности; • содержать в своей структуре управления высокопрофесси- ональные финансово-экономическую, юридическую (до- говорную), производственно-техническую службы. В про- тивном случае повышаются риски из-за неверной оценки затрат и ожидаемых финансовых результатов, недостатков в планировании и организации работ, ошибок при заклю- чении договоров и выборе ненадежного субподрядчика. Выбор объекта генподрядной деятельности проиллюстриру- ем на примере энергоремонта. Возможно несколько вариантов генподрядной деятельности в энергоремонтном производстве: 1. Выполнение полного ремонтного обслуживания всего комплекса основного и вспомогательного оборудования элек- тростанции или сетевого предприятия. Это включает все виды ремонтов, реконструкцию, техническое обслуживание обо- рудования, участвующего в производственном цикле, а также обслуживание и ремонт «инфраструктурного» оборудования, использующегося при проведении ремонтных работ. К такому оборудованию относятся грузоподъемные механизмы, лиф- ты, газовые, воздушные, сварочные разводки, станочный парк, транспорт и др. 2. Выполнение полного обслуживания определенной группы или нескольких групп оборудования, например определенного перечня (зоны) основного и вспомогательного оборудования (котла, турбины, группы насосов, теплофикационного комплек- са, топливоподачи). На инфраструктурном оборудовании это
152 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС может быть обслуживание, например, грузоподъемных меха- низмов, газового хозяйства, лифтов. 3. Выполнение полного обслуживания части основного, вспомогательного, инфраструктурного оборудования. Здесь воз- можно разделение на обслуживание механической части обо- рудования (конкретного агрегата или определенного перечня) и электротехнической части, включая обслуживание КИПиА, средств ТАИ и др. При таком варианте .появляется несколько генподрядчиков, выполняющих работы на одном и том же обо- рудовании и не связанных между собой юридическими отно- шениями. Возникнут проблемы разделения зоны обслуживания на различном оборудовании, ответственности за качественное и своевременное ремонтное обслуживание, организации эффек- тивного взаимодействия. Заказчик будет вынужден постоянно выступать в роли третейского судьи, не всегда имея возмож- ность объективно разобраться в сути проблемы. Затруднится претензионная работа в случае обнаружения дефектов в гаран- тийный период или невыполнения сроков ремонта. 4. Выполнение определенного вида ремонта (капитального, среднего, текущего, аварийного), модернизации или реконструк- ции (например, ремонт турбины, котла, энергоблока, включая механическую и электротехническую часть и вспомогательное оборудование, КИПиА, ТАИ). При этом генподрядчик обеспе- чивает выполнение всех работ, необходимых при ремонте (за исключением тех, выполнение которых взял на себя заказчик). Выбор того или иного варианта определяется требованиями заказчика (срок, качество, гарантии) и его финансовыми возмож- ностями. Также учитываются производственные, технологиче- ские и организационные возможности самого генподрядчика, степень риска, наличие на рынке сервисных услуг конкурентов, способных лучше выполнить работу. Ниже приведен пример плана по подготовке вновь созданной энергосервисной компании (на базе производственного ремонт- ного предприятия AO-энерго) к работе в условиях рынка. Пример. Последовательность действий по повышению конку- рентоспособности 1. Действия 1-й очереди: • укрепление руководящего состава (создание новой команды ди- ректора) и решение вопросов его мотивации; • урегулирование экономических отношений с генерирующей компанией и ее филиалами; • договоры о «правилах игры», включая вопросы взаимной ответ- ственности; • принципы ценообразования и оплаты ремонтных услуг; • страхование рисков. 2. Действия 2-й очереди: • упорядочение работы руководства (четкое распределение обя- занностей, полномочий и «зон ответственности»);
РАЗДЕЛ 2. РЫНОЧНЫЕ ОТНОШЕНИЯ В ЭЛЕКТРО- И ТЕПЛОСНАБЖЕНИИ 153 • формирование проектных групп для подготовки и осуществле- ния преобразующих действий; • поэтапное преобразование структуры в направлении, способ- ствующем прозрачности затрат и ответственности за конкрет- ные результаты; • решение имущественных вопросов; • создание современной системы управления персоналом, обе- спечивающей своевременный отбор и наем необходимого пер- сонала, сохранение и повышение его квалификации; • разработка и внедрение программы снижения затрат; • укрепление отдела маркетинга: - кадровые решения; - внедрение методов и процедур постоянного прогнозирования изменения ситуации в бизнес-среде. 3 Действия 3-й очереди: • корректировка положения об оплате труда в направлении моти- вации конкретных результатов; • внедрение системы планирования себестоимости; • обоснование инвестиционных проектов, необходимых для уве- личения прибыльности ремонта; • внедрение генподряда. 4. Действия 4-й очереди. • «раскручивание» торговой марки компании (брэнда); • оптимизация ценообразования; • создание и расширение рынка новых услуг для внешнего рынка; • развитие ИТ: - учет затрат по местам возникновения с максимальной дета- лизацией; — оперативный анализ и контроль затрат по всем видам дея- тельности, каждому подразделению (до бригады); — создание банка данных по узлам оборудования. РЕМОНТНОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ Задача бесперебойного и качественного энергоснабжения в значительной и во всевозрастающей степени определяется энергоремонтным производством. Это вызвано как спецификой электроэнергетики (непрерывное производство, длительные сроки службы оборудования, его сложность и высокая цена), так и сложившимися нерациональными пропорциями между обновлением энергетических мощностей и их капитальным ре- монтом. Сложная, многообразная увязанная в единой технологии энергетическая техника - по существу крупные высокотехно- логичные инженерные комплексы - требует весьма высокого профессионализма ремонтных кадров. Российские эксперты считают, что слесарь-турбинист или слесарь по ремонту котель- ного оборудования становятся высококвалифицированными и способны возглавить звено, бригаду через 9-10 лет; чтобы стать
154 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС прорабом, необходимо 10-15 лет. Не случайно в зарубежной практике при обучении и тренировках ремонтников широко используются дорогостоящие макеты (0,5 млн долл, и более), позволяющие моделировать сложные ремонтные и монтажные работы, оптимальное размещение трассировок трубопроводов, кабелей, КИП. Энергоремонтное производство требует высокой организа- ции производственного процесса, учитывающей координацию взаимодействия иногда десятков подрядных организаций, при- чем число одновременно занятых работников при ремонтах крупных энергоблоков, продолжающихся несколько месяцев, доходит до 500-600 человек (на АЭС эта численность много- кратно возрастает в связи с ограничениями по времени пребы- вания людей в условиях радиоактивности). В процессе подго- товки к ремонту разрабатываются достаточно сложный проект организации и сетевой график проведения ремонтных работ. При этом учитывается, что годовой график ремонта энергети- ческого оборудования связан с балансами мощностей в энер- госистеме (составляется таким образом, чтобы обеспечить по- крытие годового графика месячных максимумов электрической нагрузки) и финансовыми возможностями. По этой причине ка- питальные ремонты проводятся, как правило, в весенне-летние месяцы - период спада нагрузки, а текущие ремонты - в выход- ные и праздничные дни. В то же время на практике часто складывается ситуация, ког- да утвержденный годовой график ремонта претерпевает серьез- ные изменения вследствие: • финансовых проблем; • невозможности обеспечить ремонт нескольких крупных агрегатов необходимым количеством персонала из-за продления планового ремонта или аварии на каком-то энергообъекте; • выявления непредвиденных крупных дефектов при вскры- тии и дефектации оборудования (особенно характерно для устаревшего оборудования и крупных блоков, выработав- ших свой ресурс); • аварий на каком-либо агрегате; • задержки в поставке запчастей и материалов. Более того, если энергокомпании крайне необходим энерго- агрегат для покрытия нагрузки или работы электростанции в экономичном режиме, его зачастую пускают в работу, не устра- няя части дефектов - оставляя их на следующий ремонт. В ито- ге снижаются надежность и технико-экономические показатели работы оборудования. Энергоремонт - весьма затратное производство, требующее дорогостоящих специальных инструментов и приспособлений, развитого станочного парка, а на АЭС - средств для дистанци- онного выполнения работ. В целом затраты на энергоремонт в системах электро- и теплоснабжения весьма велики и были даже
РАЗДЕЛ 2. РЫНОЧНЫЕ ОТНОШЕНИЯ В ЭЛЕКТРО- И ТЕПЛОСНАБЖЕНИИ 155 при масштабных вводах генерирующих мощностей в 70-90-х годах прошлого столетия сопоставимы с объемом капиталовло- жений в сооружение новых энергообъектов. До начала реформирования в электроэнергетике использова- лись следующие формы организации энергоремонта: 1) децентрализованная (цеховая), когда в составе каждого эксплуатационного цеха электростанции имелся свой ремонт- ный персонал, который самостоятельно выполнял ремонт под- ведомственного оборудования; 2) централизованная в рамках электростанции или сетевого предприятия, когда в их составе создан цех централизованного ремонта (ЦЦР); 3) централизованная в рамках энергокомпании - ремонт вы- полняется специализированным производственно-ремонтным предприятием (ПРП); 4) смешанная, сочетающая указанные формы - наиболее распространенная в российских крупных энергокомпаниях. Соответственно собственный ремонтный персонал энерго- компании находился в штате входящих в нее электростанций, сетевых предприятий и ПРП. Исторически первой формой была децентрализованная (це- ховая). Затем прогрессивной формой становится централизо- ванная, сначала в масштабах электростанции, а затем и энерго- системы. Это позволило создать ремонтные базы, оснащенные средствами механизации и ремонтным оборудованием, приме- нять современные технологии ремонта, рациональнее исполь- зовать ремонтный персонал за счет перемещения его с одной электростанции на другую, снизить сроки и повысить качество работ, проводить единую техническую политику. Одновремен- но шел процесс соз цания и укрепления крупных межсистемных ремонтных предприятий и ремонтно-механических заводов, специализирующихся на особо сложных работах (турбины, ге- нераторы). Энергоремонтное хозяйство России к началу реформ в отрас- ли представляло собой архаичную смесь, существенно отлича- ющую его организацию от развитых стран. Оно неэффективно, имеет тенденцию к значительному росту численности персонала, а также материальных и общих затрат. Достаточно привести один пример: удельная численность ремонтного персонала в расчете на мегаватт установленной мощности в 5-10 раз превышает за- рубежные показатели. В итоге существующее энергоремонтное хозяйство страны абсолютно не приспособлено для работы в условиях конкуренции. Сервисный ремонт заводами - изгото- вителями энергетического оборудования совершенно не развит, хотя потенциально является очень выгодным бизнесом. Организация ремонтного обслуживания в отечественной элек- троэнергетике в связи с отсутствием диагностических средств, позволяющих определить реальное техническое состояние обо- рудования, пока в значительной мере базируется на принципах
156 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС планово-предупредительного ремонта (ППР), предусматриваю- щих вывод оборудования в ремонт в соответствии с установлен- ной структурой ремонтного цикла — определенного чередования текущих, средних и капитальных ремонтов (рис. 9.2). Годы ремонтного цикла Виды ремонтов Рис. 9.2. Структура ремонтного цикла энергоблока: Гц - календарная продолжительность ремонтного цикла, годы; Ркр - назначенный межремонтный ресурс между капитальными ремонтами, ч; Тср - календарная продолжительность периода между предыдущим капитальным ремонтом и средним ремонтом, годы; РСр “ назначенный межремонтный ресурс между капитальным и средним ремонтами, ч; 7р1» Тр2» •••• Трп ~~ наработка энергоблока в соответствующий год ремонтного цикла, ч; Т] - текущий ремонт 1 -й категории; Тг ~ текущий ремонт 2-й категории; С - средний ремонт; К - капитальный ремонт Текущий ремонт включает устранение дефектов в работе оборудо- вания, выявленных на день останова агрегата для ремонта, замену бы- строизнашивающихся деталей, выявление деталей, требующих заме- ны или ремонта при среднем или капитальном ремонте; выполнение профилактических работ, обеспечивающих надежную эксплуатацию оборудования в период между очередными средним или капиталь- ным ремонтами. При среднем ремонте производятся частичная раз- борка оборудования, замена изношенных деталей, проверка и чистка деталей и узлов, испытания и выявление работ, которые необходимо провести при очередном капитальном ремонте. Капитальный ремонт включает полную разборку оборудования, осмотр всех деталей, заме- ну отдельных деталей и узлов, устранение всех дефектов, испытание и опробование. Его цель не только обеспечить работоспособность оборудования, но и полностью восстановить технико-экономические параметры агрегата. Затраты на капитальные и средние ремонты в электроэнергетике сост авляют 70% всех ремонтных затрат. Планово-предупредительный ремонт в течение десятилетий позволял осуществлять планирование ремонтов на основе жест- кой структуры ремонтных циклов с четким контролем исполне- ния ввода и вывода оборудования в ремонт. Однако в условиях спада электропотребления в 90-х годах эффективность энерго- ремонтного производства резко снизилась, что потребовало но- вых подходов к планированию. В результате энергокомпаниям рекомендовано перейти на планово-диагностический ремонт
РАЗДЕЛ 2 РЫНОЧНЫЕ ОТНОШЕНИЯ В ЭЛЕКТРО- И ТЕПЛОСНАБЖЕНИИ 157 (по результатам контроля и испытаний), где для этого имеют- ся необходимые условия, или на новую систему технического обслуживания и ремонта. Основу этой новой системы состав- ляет не регламентированная календарная продолжительность ремонтного цикла (как в системе ППР), а назначенный межре- монтный ресурс энергоблока, его наработка. При планировании ремонтов основной информацией наряду с технологическими процессами, прейскурантами, картотекой, данными по радиационной безопасности (для АЭС) и т.д. явля- ются нормативы ремонтных работ. Они включают сведения: - по периодичности и длительности ремонтов; - трудовым и материальным затратам; - номенклатуре и потребности в запасных частях и материа- лах. Нормативы разрабатываются на каждый тип и вид оборудо- вания, а затем сводятся по функциональным системам энерго- объекта. С использованием нормативов определяется плановая величина ремонтного фонда, который затем защищается энер- гокомпанией при утверждении тарифов на энергию и после это- го становится источником финансирования ремонтов. Затратный механизм, действовавший в энергоремонте, при- водил к заинтересованности ремонтников не в снижении затрат, а, наоборот, в их повышении. Производственно-ремонтное пред- приятие, обладая организационным статусом обособленного под- разделения, не имело завершенного баланса, не знало конечных финансовых результатов своей деятельности. Система планиро- вания, контроля и учета не позволяла объективно оценивать затра- ты и рентабельность отдельных видов продукции (изготовление запчастей, выполнение отдельных видов ремонтов), имел место «общий котел». В то же время энергокомпания всеми способами искусственно занижала стоимость энергоремонтных работ и за- частую финансировала их по остаточному принципу. Становится очевидным, что реальный способ повышения эф- фективности энергоремонта — активное формирование конку- рентных отношений в этой сфере деятельности. С этой целью в качестве первого шага ремонтные предприятия выводятся из со- става энергообъединения и изменяют организационно-правовой статус - из обособленных подразделений в юридические лица, участвующие в проведении ремонтных работ на равных условиях с действующими на конкурентном рынке прочими ремонтными, наладочными, монтажными организациями, а в перспективе - с заводами — изготовителями оборудования, осуществляющими его сервисное обслуживание в процессе эксплуатации. Юридические лица могут быть образованы в виде либо до- черних акционерных компаний (ДАО), наделенных учредителем основными средствами, либо закрытых акционерных обществ, учрежденных физическими и юридическими лицами и аренду- ющих на первых порах у энергокомпании необходимые основные фонды. Как показывает практика, наличие небольшой группы
158 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС совладельцев - физических лиц способствует повышению эф- фективности деятельное!и энергоремонтного предприятия. Конечно, при выделении энергоремонта в самостоятель- ный бизнес, сокращении собственного ремонтного персона- ла на электростанциях или в электрических сетях возникают проблемы, которые необходимо заблаговременно решить. Так, текущее техническое обслуживание энергетического оборудо- вания, особенно вспомогательного, из-за его износа и низкого качества изготовления проводится ежедневно и зачастую в ав- ральном режиме (продолжение работы после окончания смены, вызов ремонтников в выходные дни, ночное время). Поэтому на электростанциях постоянно должен находиться ремонтный персонал, выполняющий текущие и мелкие аварийные работы, устраняющий дефекты. Кроме того, в переходный период могут возникнуть финансовые трудности, что приведет к оттоку части высококвалифицированного ремонтного персонала. Для того чтобы рыночные преобразования в энергоремонте не привели к снижению надежности энергоснабжения и при- несли существенный экономический эффект, осуществлялся ряд мер. 1. Проведение тендерных торгов по всем объемам ремонт- ных услуг, планируемых к выполнению подрядными орга- низациями на энергетических объектах данной территории (электростанциях, котельных, предприятиях электрических сетей). Важно отметить, что для обеспечения подрядными ремонтными организациями возможности планировать свою деятельность (формирование портфеля заказов, закупка запча- стей, материалов), тендерные торги лучше проводить один раз в год. Естественно, перед проведением торгов энергокомпания размещает на заводах заказы на изготовление сложных, доро- гостоящих узлов и деталей, требующих длительного времени изготовления (ротор турбины, рабочие лопатки, диафрагмы, поверхности нагрева). Выигравшая тендер ремонтная орга- низация получает, как правило, статус генподрядчика, само- стоятельно привлекав! субподрядчиков и несет полную от- ветственность за качественное и своевременное проведение ремонта. Помимо тендерных торгов на плановые ремонты могут проводиться торги на выполнение аварийных ремонтов кон- кретных единиц оборудования (ремонтная организация, вы- игравшая эти торги, получает ежемесячно плату за готовность в оговоренный срок приступить к аварийному ремонту, а если он будет произведен - дополнительную оплату по существую- щим расценкам). 2. Страхование рисков ремонэ ными организациями для ком- пенсации ущерба от аварий и отказов вследствие некачествен- ного проведения ремонтов. Расходы на страхование включают- ся в смету затрат и учитываются в договорной цене. Разработка механизма такого страхования и внедрение его в хозяйственную
РАЗДЕЛ 2 РЫНОЧНЫЕ ОТНОШЕНИЯ В ЭЛЕКТРО- И ТЕПЛОСНАБЖЕНИИ 159 практику электроэнергетики являются первоочередными зада- чами формирования конкурентного рынка ремонтного обслужи- вания. 3. Введение практики обязательного установления в дого- воре гарантийного срока на проведение ремонта. Одновремен- но ужесточаются требования к качеству и гарантиям ремон- та. Ремонтники обязаны компенсировать энергопредприятиям ущерб, который они нанесли из-за некачественного ремонта и затяжки его сроков. В то же время часть дополнительной при- были, полученной за счет лучшей работы ремонтников, которая позволила снизить себестоимость, удельный расход топлива, повысить рабочую мощность и др., должна передаваться для их поощрения. Рекомендуется также внедрить широко используемую в ми- ровой практике двойную приемку работ (предварительную и окончательную). При таком подходе часть оплаты ремонтной организации резервируется до окончательной приемки и при необходимости используется для устранения выявленных недо- статков. Предельная величина резервирования устанавливается на уровне 5-10% стоимости выполняемых работ. Кроме указанных мер, в энергоремонтном бизнесе необходи- ма планомерная работа: • по увеличению объемов демонтажа устаревшего оборудо- вания при опережающем вводе новых мощностей и сни- жению тем самым объемов ремонтных работ, связанных с поддержанием этого оборудования в работоспособном состоянии; • переходу на агрегатно-узловой способ ремонта, при ко- тором сборочная единица, требующая ремонта, демон- тируется и заменяется отремонтированной или новой из обменного фонда. Именно такой способ является пред- посылкой резкого снижения объемов ремонтных работ и численности ремонтного персонала; • повышению производительности труда и качества ремон- тов за счет увеличения механовооруженности ремонтного персонала, роста его квалификации, оснащения средства- ми диагностики и контроля (имеющиеся оценки показыва- ют, что каждый рубль, вложенный в диагностику, приводит к экономии двух рублей ремонтного фонда), обновления устаревшего станочного парка; • внедрению новых, прогрессивных технологий ремонта (композитные материалы, плазменное, газоплазменное, электроискровое восстановление деталей и др.), позво- ляющих снизить затраты на восстановление деталей и увеличивающих их ресурс (например, при применении металлополимеров на восстановление вала молотковой мельницы происходит снижение затрат в 5 раз); • совершенствованию инженерной подготовки ремонтов и планирования на основе накопления статистических
160 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС данных по отказам, стоимостных оценок и использования современных информационных систем. Безусловно, указанные направления можно реализовать только на основе радикальных изменений в организации энер- горемонта и его планирования, создания базы данных и норма- тивов по трудоемкости, периодичности работ, ресурсу узлов и деталей. УСЛУГИ ПО ПОВЫШЕНИЮ ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТИ Развитие потребительского рынка электроэнергии сопро- вождается формированием рынков услуг по энергосбережению (повышению энергоэффективности). Участниками этих рынков являются энергосервисные компании (ЭСКО). Отметим, что по- добного вида услуги могут также предоставляться электросете- выми и энергосбытовыми компаниями, диверсифицирующими свой бизнес или работающими по программам управления спро- сом (см. главу 22). Кроме того, на рынке появляются биллин- говые компании, которые специализируются на изменениях и учете энергоресурсов и инвестируют средства в совершенство- вание систем учета, обеспечение их точности и надежности. В число задач биллинговых компаний входит: • поиск и привлечение инвестиций для создания, технологиче- ского оснащения и монтажа систем учета; • обслуживание систем учета и их совершенствование; • внедрение документооборота между энергоснабжающими пред- приятиями, потребителями энергоносителей и финансовыми учреждениями; • внедрение новых государственных стандартов, регламентирую- щих вопросы измерения параметров энергоносителей. Рассмотрим в<аимоО1Ношения между ЭСКО и потребите- лями на примере получившей распространение за рубежом системы контрактинга. При работе по системе контрактинга финансирование и реализацию проекта по рационализации энергопотребления осуществляет специализированная ЭСКО, которая берет на себя и большую часть связанных с данным проектом рисков. После внедрения проекта заказчик (потре- битель энергии) возмещает ЭСКО все затраты из полученной экономии по платежам за энергоносители. Следует подчер- кнуть, что ЭСКО, как правило, обеспечивает целый комплекс услуг: энергетический аудит, разработку проекта, реализацию проекта, обслуживание оборудования, обучение персонала. Предварительно заказчик определяет объекты рационализа- ции и целевые нормативы по энергопотреблению, которых не- обходимо достичь с помощью энергоснабжающих мероприятий, и объявляет конкурс среди ЭСКО. Участники изучают условия конкурса и вносят свои предложения. Заказчик рассматривает
РАЗДЕЛ 2. РЫНОЧНЫЕ ОТНОШЕНИЯ В ЭЛЕКТРО- И ТЕПЛОСНАБЖЕНИИ 161 их, выявляет победителя и заключает с ним предварительный договор Компания, выигравшая конкурс, представляет заказчику свой бизнес-план, в котором предусматриваются: • обоснование условий финансирования; • проведение энергоаудита; • установка энергоэффективного оборудования; • обучение персонала; • порядок обеспечения долгосрочного контроля работоспо- собности и эксплуатации оборудования; • методика определения экономии расхода энергоносите- лей; • порядок погашения затрат по проекту. При этом ЭСКО гарантирует: • снижение энергопотребления (в соответствии с требова- ниями заказчика); • инвестиционное обеспечение проекта; • качество монтируемого оборудования и систем контроля: • периодический учет полученной экономии расхода энер- гоносителей. Компания-контрактингер может финансировать проект раз- личными способами: за счет собственных средств, банковского кредита, лизинга и др. В случае применения заемных средств наибольшее распространение получили две схемы финансовых взаимоотношений — линейная и кольцевая. По линейной схеме (рис. 9.3) финансовое учреждение (банк) предоставляет ЭСКО ссуду для реализации проекта энергоснаб- жения. После внедрения проекта в эксплуатацию заказчик вы- плачивает контрактингеру средства на основании фактически достигнутой экономии, а ЭСКО в свою очередь возмещает долг банку согласно заранее определенному платежному режиму, причем зависящему от полученной у заказчика экономии. Такая форма отношений в большей степени подходит для ЭСКО, об- ладающих достаточной финансовой устойчивостью, чтобы вы- полнять заданный платежный режим. Ссуда на проект Рис. 9.3. Линейная схема финансовых отношений в системе контрактинга Платежи из получаемой экономии Внедрение проекта Погашение ссуды 6 Энергетический бизнес
162 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС Рис. 9 4. Кольцевая схема финансовых отношений в системе контрактинга Согласно кольцевой схеме (рис. 9.4), ЭСКО выступает перед заказчиком и финансовым учреждением в качестве посредни- ка и гаранта. Она занимает у банка средства, а заказчик и банк вступают в прямые отношения по поводу выплаты ссуды. По- лученные у банка средства переводятся на счет заказчика, ко- торый из них выделяет часть на реализацию проекта по плану, разработанному совместно с ЭСКО. Заказчик будет расплачиваться с банком регулярными плате- жами; выплаты начинаются еще до получения и фиксации эко- номии энергии. Контрактингер (ЭСКО) гарантирует заказчику определенную величину экономии (в физических единицах), в денежном выражении достаточную для покрытия затрат на проект (включая оплату процентов). В противном случае ЭСКО обязана выплатить заказчику соответствующую разницу. Кольцевая схема предпочтительна, когда финансовое учреж- дение твердо уверено в платежеспособности предприятия- потребителя. Дело в том, что возврат финансовых средств от потребителя, а не от ЭСКО часто более надежен и проще осу- ществим. При использовании любой схемы ЭСКО получает за свои услуги от заказчика некоторую часть его прибыли, обеспечивае- мой за счет экономии затрат на энергоснабжение. Метод расчета экономии и принцип ее распределения между ЭСКО и заказчи- ком являются предметами особой договоренности сторон еще до начала проведения работ по проекту. Эта стадия считается самой критичной во всем процессе. По крайней мере, очевидно, что чем выше экономия, тем больше должны быть платежи за- казчика сервисной компании. Риски, связанные с осуществлением энергоэффективных про- ектов по системе контрактинга, распределяются между ЭСКО и заказчиком. Практически весь технический риск приходится на долю ЭСКО: выбор и качество устанавливаемого оборудования, соблюдение правил эксплуатации и др. А вот риск изменения цен на энергоносители несет заказчик, так как контрактингер отвечает только за физическую экономию энергии. Для потре- бителя также существует риск финансовой несостоятельности
РАЗДЕЛ 2. РЫНОЧНЫЕ ОТНОШЕНИЯ а ЭЛЕКТРО- И ТЕПЛОСНАБЖЕНИИ 163 ЭСКО, обусловленный необоснованным выбором контрактин- гера. В то же время инвестиционный риск (например, возмож- ность ошибок в оценке затрат на проект) возлагается опять-таки на ЭСКО. Главным недостатком системы контрактинга, конечно, является более высокая стоимость проекта, вызванная допол- нительными затратами ЭСКО (в том числе вследствие страхо- вания рисков) и необходимостью получения ею определенной прибыли от реализации соответствующих услуг. Поэтому по- сле получения предложения от ЭСКО некий потребитель может решить, что данный проект он способен осуществлять своими силами и дешевле. Вместе с тем несомненным преимуществом этого метода следует считать освобождение потребителя от первоначальных затрат на финансирование проекта в полном объеме, причем до получения реальной экономии энергии на предприятии. Кроме того, надо учесть, что ЭСКО, как правило, имеют налаженные связи с поставщиками энергоэффективного оборудования и рас- полагают опытным персоналом, специализирующимся на разра- ботке и внедрении проектов энергосберегающих мероприятий. Необходимо отметить, что развитие описанной системы требу- ет государственной поддержки, заключающейся прежде всего в - создании соответствующей нормативно-правовой базы; — контроле правил функционирования рынка энергосервиса; - стимулировании льготного кредитования ЭСКО. Например, для реализации системы контрактинга в Герма- нии предоставляются льготные банковские кредиты, процен- ты по которым снижены в среднем на 20-30% по сравнению с обычными.
164 ГЛАВА 10 РЕФОРМИРОВАНИЕ СИСТЕМ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ РЫНКИ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ Рынки тепловой энергии имеют ряд существенных особен- ностей. 1. Эти рынки локальные', они, как правило, замыкаются в границах городов и районов. Это обусловлено ограничениями в дальности транспорта теплоэнергии при централизованном теплоснабжении, а также применением установок децентрали- зованного теплоснабжения - небольших ТЭЦ и котельных. По оценкам, в России существует по меньшей мере 50 тыс. локаль- ных рынков. Их можно разделить так: • крупные рынки - с производством и потреблением более 2 млн Гкал в год; • средние рынки - от 0,5 до 2 млн Гкал в год; • малые рынки - до 0,5 млн Гкал в год. Кроме того, более 60 тыс. мелких потребителей вырабатыва- ют для себя тепло сами, на индивидуальных установках. 2. Необходимое условие существования оптовых рынков те- плоэнергии - наличие объединенной (закольцованной) системы централизованного теплоснабжения. Однако нередко межту от- дельными участками тепловых магистралей нет связей (пере- мычек), а физическая конфигурация теплосети не позволяет осуществлять подключение независимых теплоисточников сра- зу в нескольких точках. 3. Розничные (потребительские) рынки тепла подразделяются: • по районам теплоснабжения (в черте города и сельской местности); • группам потребителей (население, сфера услуг, промыш- ленность); • типам теплоносителя (пар разных параметров, сетевая вода); • видам нагрузки (технологическая, отопительно-вентиля- ционная, горячего водоснабжения). В бытовом секторе целесообразно выделять районы много- этажной застройки и индивидуального жилья (коттеджная за- стройка), старые и перспективные. 4. Функционирование рынков теплоэнергии имеет резко вы- раженный сезонный характер. Это связано главным образом с неравномерным графиком отопительных нагрузок. Кроме того, в летние месяцы наблюдается снижение и производственно- технологических нагрузок. На рынке тепловой энергии реализуются следующие виды товаров и услуг:
РАЗДЕЛ 2. РЫНОЧНЫЕ ОТНОШЕНИЯ В ЭЛЕКТРО- И ТЕПЛОСНАБЖЕНИИ 165 • горячая вода; • пар разных параметров; • услуги по передаче и распределению теплоэнергии; • по обслуживанию абонентских установок (включая уста- новку измерительных приборов); • услуги в сфере сбыта теплоэнергии. Субъектами рынка тепловой энергии являются: • производители тепловой энергии - ТЭЦ и котельные (AO-энерго, независимые теплоисточники, ведомствен- ные и муниципальные организации - владельцы теплоис- точников); • теплотранспортные организации (владельцы магистраль- ных сетей); • оптовые перепродавцы теплоэнергии (осуществляющие распределение теплоэнергии и эксплуатацию тепловых сетей); • жилищно-коммунальные организации (осуществляющие эксплуатацию местных систем отопления и сбор платежей за тепло и горячую воду); • энергосбытовые и сервисные компании; • потребители теплоэнергии различных категорий. На рынках тепловой энергии возможны различные формы конкуренции (организованные и стихийные). Конкуренция производителей (теплоисточников). Реализа- ция этой формы прямой конкуренции потребует решения техни- ческих, организационных и правовых вопросов. Так, конкурен- ция теплоисточников принципиально возможна только в крупных закольцованных перемычках и системах централизованного те- плоснабжения. Необходимо разделение функций производства и передачи теплоэнергии, т.е. создание независимой регулируемой теплосетевой организации, не имеющей собственных, по крайней мере крупных, теплоисточников. Должен быть законодательно обеспечен свободный доступ производителей к единой теплосе- ти системы. Тогда при наличии избыточных теплогенерирующих мощностей оператор рынка (теплосетевая компания) может осу- ществлять экономически целесообразные переключения нагру- зок, например, по критерию минимума стоимости генерирования (отпускной цены) в данный период, конечно, с учетом инерцион- ности теплового потока. Ограничением для применения данной модели может стать сложившаяся конфигурация тепловой сети, препятствующая подключению новых теплоисточников без на- рушения гидравлического режима. Конкуренция проектов. Это наиболее предпочтительный вид организованной конкуренции в сфере теплоснабжения. Речь идет прежде всего о конкуренции проектов новых тепло- источников, предназначенных для покрытия растущих нагру- зок в отдельных районах, а также проектов повышения энерго- эффективности для различных групп потребителей. Для этого администрация муниципального образования в соответствии
166 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС с программой развития теплоснабжения города организует аук- цион контрактов на создание новых генерирующих мощностей или других альтернативных способов покрытия ожидаемого спроса. С использованием разработанной системы экономи- ческих, социальных, экономических, технических критериев I сопоставляются различные варианты централизованного и ло- кального теплоснабжения. Для обеспечения прозрачности про- цедуры выбора конкурирующих проектов и привлечения боль- шего числа участников целесообразно, в частности, проведение тендеров на торговых площадках в Интернете. Конкуренция схем теплоснабжения. Эта форма конкурен- ции происходит стихийно и выражается в отказе от текущих либо будущих поставок тепла от системы централизованного теплоснабжения (СЦТ) с переходом на альтернативные вариан- ты теплоснабжения. Например, для значительного числа энергокомпаний в Рос- сии уже обостряется проблема рынков сбыта теплоэнергии вследствие вытеснения крупных ТЭЦ децентрализованными источниками тепла, в том числе сооружаемыми самими потре- бителями. Конкуренция энергоносителей. Альтернативным горячей воде и пару энергоносителем для получения конечной тепловой энергии низкого и среднего потенциала является электроэнергия. В частности, в ряде крупных городов намечается тенденция от- каза потребителей от использования тепла на нужды вентиляции, кондиционирования и горячего водоснабжения с переключением этих нагрузок на электроэнергию. Причем отказ потребителей от наиболее выгодной для ТЭЦ нагрузки - горячего водоснабже- ния - может вызвать ухудшение технико-экономических показа- телей ТЭЦ и дальнейшее повышение тарифов на теплоэнергию. Конкуренция подрядчиков. Теплоснабжающие компании могут привлекать специализированные организации для выпол- нения проектных, строительных, монтажных, наладочных ра- бот, проведения ремонтов и даже осуществления эксплуатации оборудования. Последний вид подряда, например, за рубежом широко практикуют муниципалитеты на своих теплоэнергети- ческих предприятиях. Таким образом создаются предпосылки для формирования конкурентных рынков перечисленных услуг. При принятии решения о привлечении данной сторонней орга- низации для выполнения какого-либо вида подрядных работ, как всегда, учитывают факторы качества и затрат. Конкуренция энергосбытовых и сервисных компаний. Огромная суммарная емкость рынков тепла и их стабильный рост Плавным образом за счет коммунально-бытового сектора) явля- ются весьма привлекательными факторами для прихода на эти рынки энергосбытовых и энергосервисных компаний, изначально действовавших на рынке электроэнергии. Они будут ориентиро- ваться на предоставление весьма широкого спектра услуг, вклю- чая и повышение энергоэффективности (энергосбережение).
РАЗДЕЛ 2. РЫНОЧНЫЕ ОТНОШЕНИЯ В ЭЛЕКТРО- И ТЕПЛОСНАБЖЕНИИ 167 ПРОБЛЕМЫ В ТЕПЛОСНАБЖЕНИИ 1 Система централизо- ванного теплоснабже- ния представляет собой совокупность физиче- ски связанных элемен- тов: теплоисточников, магистральных, рас- пределительных, до- мовых сетей, тепловых пунктов и абонентских установок, работаю- щих по определенным гидравлическому и тепловому режимам. К источникам централи- зованного теплоснаб- жения относятся ТЭЦ общего пользования и котельные мощностью от 20 Гкал ч и более Как отмечалось выше (глава 2), в Российской Федерации около 70% производимой тепловой энергии приходится на си- стемы централизованного теплоснабжения (СЦТ)1. При этом главными потребителями тепла являются население и объекты социальной сферы, что служит особо значимым фактором при формирований политики теплоснабжения. Опыт ряда зарубежных стран, эксплуатирующих СЦТ (Да- ния, Финляндия, Германия), показывает их более высокую на- дежность, существенные экономические и экологические пре- имущества перед децентрализованными схемами в условиях высоких тепловых нагрузок и многоэтажной жилой застройки, особенно если в качестве теплоисточников применяются ТЭЦ. Однако для того чтобы сегодня успешно реализовывать высокий потенциал эффективности СЦТ и обеспечивать их конкуренто- способность, требуются прогрессивные технологии в генери- ровании и транспорте тепла, а также надлежащая организация производства и управления на предприятиях теплоснабжения. В этом отношении российские СЦТ городов превратились в са- мый проблемный сектор энергетического комплекса, чему по- служили следующие причины. 1. Оборудование СЦТ в целом отличается очень высоким (бо- лее 70%) физическим износом и низким техническим уровнем. В наибольшей степени это относится к муниципальным котельным, обладающим недопустимо низким кпд, и тепловым сетям, име- ющим значительные потери теплоносителя (до 30% в среднем). Многие системы разрегулированы по температурным параметрам и гидравлике и нуждакл я в специальной наладке. Теплоисточни- ки плохо оснащены приборами учета отпускаемого тепла. В ре- зультате - огромные ремонтные издержки, перерасходы топлива, электроэнергии, воды, трудозатрат в расчете на единицу постав- ляемой теплоэнергии. Сни.каел_ -я экономическая эффективность теплофикации как базы централизованного теплоснабжения. 2. Персонал предприятий коммунальной теплоэнергетики имеет столь низкую квалификацию, что абсолютно не отвечает современным требованиям к производству услуги, особенно со- циального значения. Качество менеджмента крайне неудовлет- ворительное. Практически отсутствуют механизмы мотивации работников. При этом престижность работы в сфере коммуналь- ного теплоснабжения является сегодня неадекватно низкой, что служит основной причиной кризисной ситуации с кадрами. 3. Администрации муниципальных образований (МО) в усло- виях неотрегулированное™ бюджетаых процессов и наличия значительного количества льгот и субсидий по оплате тепло- энергии хронически недофинансируют свои муниципально-уни- тарные предприятия (МУПы), которые накапливают дебитор- скую задолженность перед региональными энергокомпаниями, владеющими крупными теплоисточниками и магистральными
168 энергетическим бизнес теплосетями. Последние периодически вынуждены приоста- навливать поставки теплоносителя - страдают потребители, аккуратно оплачивающие услуги. При этом ни администрация МО как собственник МУПов, ни сами МУПы не несут никакой экономической ответе гвенности за надежность и качество те- плоснабжения, так как основные потребители не имеют с ними прямых договоров (плату с населения за соответствующие ком- мунальные услуги собирают ЖЭО). 4. В крупных городах теплоснабжение обеспечивается не- сколькими организациями разной ведомственной принадлеж- ности (акционерные энергокомпании, муниципальные пред- приятия, промышленность), имеющими разнонаправленные интересы. При этом отсутствует интегрированная система управления теплоснабжением города, которая бы осуществля- ла координацию деятельности указанных организаций, давала ориентиры для их развития исходя из критериев общественных интересов, способствовала формированию конкурентной среды в теплоснабжении. 5. В зависимости от балансовой принадлежности теплоисточ- ника или участка теплосетей тарифы на тепло устанавливают- ся двумя разными регуляторами: региональной энергетической комиссией и подразделением администрации МО. Получается, что администрация сама определяет тарифы для предприятий, собственником которых является. Она же устанавливает и нор- мативы теплопотребления для населения и предприятий соци- альной сферы, через которые рассчитываются ставки абонент- ских тарифов (при отсутствии теплоизмерительных приборов у потребителей). При этом издержки МУПов в большинстве слу- чаев непрозрачны для общественности и региональной энерге- тической комиссии (РЭК), а нормативы теплопотребления со- знательно завышаются для покрытия фактических затрат этих неэффективных предприятий. 6. Подавляющее большинство потребителей в бытовом секто- ре не имеют приборов управления теплопотреблением и лишены возможности его учета, контроля и регулирования. Они платят (причем не напрямую поставщику, а через ЖЭО) не за гигакало- рию тепла или кубометр горячей воды, а за некоторый задавае- мый им извне «нормативный уровень теплового комфорта». На практике это означает, что люди оплачивают по одной и той же ставке и недопоставленную, и избыточную теплоэнергию. При этом, как указывалось выше, применяемые в МО нормативы по- требления тепла для отопления и ГВС нередко существенно за- вышаются относительно обоснованных рациональных величин. Отмеченные негативные особенности функционирования С ЦТ российских городов ведут к дискредитации этого потен- циально высокоэффективного способа теплоснабжения в глазах общества. Юридические и физические лица, располагающие необходимыми средствами, сооружают или приобретают уста- новки децентрализованного теплоснабжения и индивидуальные
РАЗДЕЛ 2 РЫНОЧНЫЕ ОТНОШЕНИЯ В ЭЛЕКТРО- И ТЕПЛОСНАБЖЕНИИ 169 теплогенераторы, несмотря на их относительно высокую стои- мость, проблемы с обслуживанием и небезопасность в эксплуа- тации. Важно, что в этом случае общество несет и повышенные экологические издержки. Между тем возможности устранения основных технических и организационных недостатков СЦТ и резкого повышения их кон- курентоспособности по сравнению с альтернативными схемами принципиально существуют. Но требуется соответствующая мо- тивация для повышения эффективности и привлечения инвести- ций. В действующем механизме управления она отсутствует. Таким образом, необходимо кардинальное реформирование организации управления СЦТ. Условиями для этого являют- ся приход в коммунальную теплоэнергетику ответственного частного бизнеса (на правах как собственника, так и операто- ра) и создание новых экономических отношений между всеми субъектами СЦТ, включая муниципальные власти и конечных потребителей. В заключение подчеркнем, что, конечно, СЦТ следует рас- сматривать как преобладающую, но не единственную модель теплоснабжения городов. Ведь на сравнительную конкурен- тоспособность разных схем влияют условия теплоснабжения отдельных районов страны (и субъектов Федерации): продол- жительность отопительного периода, концентрация тепловых нагрузок, рост индивидуального строительства, структура по- требителей. Кроме того, потребители, располагающие достаточ- ными ресурсами, всегда будут иметь право экономического вы- бора исходя из собственных ценностей и приоритетов. Поэтому в отдельных городах России степень охвата централизованным теплоснабжением может быть различной. ОРГАНИЗАЦИЯ УПРАВЛЕНИЯ Преобразования в управлении теплоснабжением городов и районов с привлечением в эту сферу частного бизнеса могут осуществляться на основе различных подходов. Здесь необхо- димо учитывать ряд факторов: • технические параметры существующих систем централи- зованного теплоснабжения: размер (мощность) и степень закольцованности, регулировочные возможности элемен- тов СЦТ (вплоть до абонентских установок), избыточные мощности теплоисточников и конфигурацию тепловых сетей; • исходный уровень надежности и качества теплоснабже- ния, а также износ и кпд котельных и удельные расходы топлива, потери теплоносителя в магистральных и рас- пределительных сетях, величину ремонтных и эксплуата- ционных издержек; • структуру потребителей тепла, определяющую соответ- ствующие методы расчетов и риски неплатежей;
170 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС • готовность администрации муниципальных образова- ний к внедрению рыночных отношений в теплоснабже- нии и эффективному взаимодействию с частным энерго- бизнесом. Поэтому внедряемые организационные схемы (модели) управления будут различаться структурой собственности на тепловые активы, уровнями интеграции производственных и управленческих функций, возможностями для конкуренции и другими аспектами рыночных отношений между администра- циями МО, энергокомпаниями, потребителями. Рассмотрим базовые модели организации управления в СЦТ (или модели рынков теплоэнергии), которые могут быть приме- нены в российских условиях в обозримой перспективе. Модель аренды с компанией-оператором (рис. 10.1). Ад- министрация МО передает функции управления активами своих теплоснабжающих предприятий квалифицированному частному оператору - независимому юридическому лицу. Фор- ма - долгосрочная аренда (концессия), т.е. при этом изменения прав собственности не происходит. Компания-оператор про- водит технический и финансовый аудит этих муниципальных предприятий, осуществляет системную реорганизацию менед- жмента, разрабатывает инвестиционные проекты и привлекает ресурсы на их реализацию. Для высококачественного ремонтно- эксплуатационного обслуживания основных фондов компания- оператор может привлекать на конкурсных условиях (открытые тендеры) специализированные подрядные организации. Рис. 10.1. Модель аренды с компанией- оператором
РАЗДЕЛ 2. РЫНОЧНЫЕ ОТНОШЕНИЯ В ЭЛЕКТРО- И ТЕПЛОСНАБЖЕНИИ 171 Рис. 10.2. Модель с вертикально интегрированной компанией Применение этой схемы на практике выдвигает вполне опре- деленные требования к ответственности городских властей за экономически обоснованные и стабильные тарифы и нормати- вы потребления, своевременную и полную оплату льгот и до- таций при расчетах за теплоэнергию. Вместе с тем компания- оператор должна гарантировать надежное теплоснабжение, что порождает проблему ее выбора, причем желательно на конкурс- ной основе. Считается, что это должна быть достаточно крупная Состоятельная компания, способная компенсировать возможные на первых порах убытки за счет других прибыльных видов биз- неса. Заметим, что в качестве операторов могут выступать так- же отдельные AO-энерго или ТГК. Модель с вертикально интегрированной компанией (рис. 10.2). Все функции по генерации, передаче и сбыту теплоэ- нергии в рамках данной СЦТ сосредоточиваются в одной органи- зации- акционерной энергокомпании (филиалы AO-энерго или ТГК). Она получает в собственность активы МУПов, включая те- плоисточники, распределительные и даже домовые сети, тепло- пункты. В то же время муниципалитет получает определенный Экологический и технический надзор ТЭЦ Котельные Акции Тарифы Регулирующий орган Магистральные теплосети Распределитель- ные теплосети Сбыт теплоэнергии
172 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС пакет акций этой компании и принимает участие в управлении ею, исходя из программы развития теплоснабжения города. Таким образом, в этой модели бизнес по теплоснабжению консолидируется в одной компании. Это создает благоприятные возможности для оптимизации функционирования и развития всей СЦТ, а также будет способствовать капитализации компа- нии и росту ее инвестиционной привлекательности. Кроме того, улучшается контроль прохождения платежей за теплоэнергию. В то же время следует отметить сильную зависимость бизне- са от эффективности регулирующего органа (высокий регуля- тивный риск) и относительно слабые стимулы к инновациям и снижению издержек. Могут также возникнуть проблемы с передачей прав собственности на все активы муниципальных предприятий. Поэтому не исключено сочетание приватизации с вариантом аренды некоторой части этих активов. Модель единого покупателя (рис. 10.3). В некоторых си- стемах централизованного теплоснабжения, где несколько источников работают на общую тепловую сеть, может быть реализована модель единого покупателя (ЕП). В ней произ- водство отделено от транспортировки и сбыта теплоэнергии. Организация, представляющая ЕП, осуществляет конкурсную закупку тепловой энергии и мощности у источников тепла для продажи потребителям, подключенным к соответствующей Рис. 10.3. Модель единого покупателя
РАЗДЕЛ 2 РЫНОЧНЫЕ ОТНОШЕНИЯ В ЭЛЕКТРО- И ТЕПЛОСНАБЖЕНИИ 173 СЦТ. В качестве ЕП может выступать теплотранспортная ком- пания (с введением раздельного учета по функциям передачи и сбыта тепла). Для проведения аукциона в больших сложных системах не- обходимо иметь математическую модель СЦТ, с помощью кото- рой осуществляются техническая и экономическая оптимизация режимов теплоисточников (с учетом потребности в пиковых и резервных мощностях). По итогам торгов и оптимизационных расчетов ЕП заключает контракты с теплоисточниками на по- ставку теплоэнергии и мощности (включая резерв) в общую сеть по единой закупочной цене. При этом ЕП может выпол- нять и функции коммерческой диспетчеризации (в отношении режимов работы теплоисточников и гидравлических режимов тепловой сети). Указанная выше закупочная цена определяется на основе от- бора конкурирующих заявок теплогенерирующих предприятий с использованием принципа маржинального ценообразования. Регулирующий орган может устанавливать верхний предел дан- ной цены. Организация, выполняющая функции ЕП, принимает уча- стие в долгосрочном планировании развития СЦТ. Для этого, основываясь на результатах долгосрочных прогнозов спроса и объемах наличных мощностей, ЕП проводит конкурсы инвести- ционных проектов и заключает долгосрочные контракты на со- оружение новых теплоисточников. Подчеркнем, что рассмотренные модели являются базовы- ми. Это означает, что практически в разных городах и регионах возможны их модификации на основе комбинирования тех или иных элементов, присутствующих в основных схемах. При обосновании организационной модели теплового рын- ка в границах СЦТ, помимо учета указанных местных базовых условий, необходимо также руководствоваться критериями, оценивающими возможность решения общих проблем тепло- снабжения. В числе этих критериев • привлечение долгосрочных инвестиций на комплексную модернизацию СЦТ; • стимулирование технологических инноваций и снижения издержек в теплоснабжении; • адекватное распределение ответственности и рисков меж- ду субъектами СЦТ; • снижение рисков, связанных с политикой регулирования тарифов; • устранение противоречий с потребителями при оплате те- плоэнергии; • минимизация точек балансовой принадлежности при вне- дрении системы коммерческого учета теплоэнергии; • приемлемость стоимости реализации рассматриваемой модели организации рынка.
174 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС 1 Социальная защита обеспечивается только посредством целевых адресных дотаций. Эффективное функционирование выбранной организацион- ной модели потребует принятия дополнительных решений по реформированию механизма управления в СЦТ. Особое внима- ние рекомендуется обратить на следующие направления. 1. Формирование муниципальных программ развития теплоснабжения Муниципальные теплоэнергетические программы служат основой для привлечения частных операгоров и организации с ними устойчивых взаимоотношений. В процессе их разработки дается всесторонний анализ состояния систем теплоснабжения города, определяются перспективные балансы мощностей СЦТ, единая техническая политика МО, рациональное соотношение централизованного и децентрализованного теплоснабжения, перспективный топливный баланс теплоисточников, направле- ния энергосбережения. При формировании экономически опти- мального варианта программы в расчет прежде всего должны приниматься требования действующих стандартов по надежно- сти и качеству услуг по теплоснабжению, а также экологиче- ские соображения. Выполнение муниципальных программ в рамках рассмо- тренных организационных моделей возможно через реализа- цию права собственности или посредством управления пакета- ми акций, принадлежащих МО. 2. Совершенствование расчетов и методов ценообразо- вания Реальное введение элементов рыночных отношений в сферу теплоснабжения невозможно без отказа от льготных тарифов и отмены перекрестного субсидирования между разными группа- ми потребителей. В идеале все население должно оплачивать 100% стоимости услуг1, основываясь на показаниях теплоиз- мерительных приборов (отопление, ГВС), причем непосред- ственно поставщику этих услуг по двустороннему договору и прозрачным (экономически обоснованным) тарифным ставкам. При этом потребитель должен иметь возможность контролиро- вать качественные параметры теплоснабжения, порождая, та- ким образом, ответственность поставщика. В тех случаях, когда прямой поквартальный учет, регулирование и контроль теплоносителя неосуществимы по жестким техническим и экономическим ограничениям, сохраняются нормативы потребления тепла и горячей воды. Однако их должны устанавливать не муници- пальные власти, а органы государственного регулирования, причем на федеральном уровне и с дифференциацией по укрупненным климати- ческим зонам страны. Необходимо отдельно учитывать затраты на производство, передачу и сбыт теплоэнергии с выделением на всех трех ста- диях постоянной и переменной составляющей (это в основ- ном затраты на топливо, электроэнергию, воду). В принципе
РАЗДЕЛ 2. РЫНОЧНЫЕ ОТНОШЕНИЯ В ЭЛЕКТРО- И ТЕПЛОСНАБЖЕНИИ 175 1 Выполнив опреде- ленные стандартом требования, предпри- ятие может получить сертификат на СК, т.е. своеобразный между- народный знак каче- ства, характеризующий признание надежности фирмы как поставщи- ка соответствующих услуг. переменные затраты теплоснабжающему предприятию можно повышать автоматически, без санкции регулирующего органа; для изменения постоянных издержек (содержание мощностей) требуется решение регулятора. На этой основе должны строить- ся многоставочные потребительские тарифы на тепловую энер- гию (см. главу 12). 3. Внедрение системы качества управления на теплоснаб- жающих предприятиях В ряде стран Восточной Европы, имеющих развитые СЦТ, широкое распространение получила система качества (СК) управления на базе международного стандарта ISO^. Согласно главным целям стандарта качества ISO, приорите- том для компании является не увеличение объемов передавае- мого тепла, а удовлетворение существующих и предполагаемых потребностей покупателя, в том числе путем предоставления ему возможностей для повышения энергоэффективности и сни- жения соответствующих затрат. Внедрение СК позволяет, в частности, в комплексе решать следующие задачи: • общее улучшение управления предприятием; • введение принципов ответственности; • повышение информированности персонала внутри пред- приятия в отношении экономической политики фирмы; • сокращение издержек; • повышение общественного доверия к фирме и ее прести- жа; • получение дополнительных преимуществ в конкуренции; • обеспечение приоритета интересов клиента. Важно, как показывает, например, опыт польских теплоэнер- гетических предприятий, что с помощью СК можно оптимизи- ровать организационную структуру, устранив лишние элементы управления, и обеспечить систематический контроль над произ- водственными издержками. Эта система дает возможность ра- ботникам фирмы четко и в полном объеме осознать собственные функции и ответственность, стимулирует повышение квалифи- кации и доверие к своему предприятию. Следует подчеркнуть, что постоянному обучению персонала придается особое зна- чение в функционирующей СК; обучение рассматривается как важнейший внеэкономический фактор мотивации работника. Можно сделать вывод, что СК позволяет привлечь к реше- нию задач обеспечения надежности и эффективности тепло- снабжения весь персонал предприятия и довести процесс при- нятия управленческих решений до низового уровня.
176 ГЛАВА 11 ТЭЦ НА РЫНКАХ ТЕПЛА И ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ * В последнее время получили развитие мини- и микроТЭЦ, обеспечивающие децентрализованное теплоснабжение от- дельных потребите- лей; эти установки по аналогии у нас также называют теплофика- ционными. За рубе- жом для обозначения процесса совместного производства принят термин «когенерация». ЭФФЕКТИВНОСТЬ ТЕПЛОФИКАЦИИ Теплофикация в традиционном понимании отечественных специалистов-энергетиков означает централизованное тепло- снабжение на основе комбинированного производства электри- ческой и тепловой энергии на ТЭЦ^. Эффект теплофикации выявляется при сравнении комби- нированною производства с альтернативным раздельным на конденсационных электростанциях и в котельных. Он склады- вается: • из экономии топлива; • сокращения выбросов токсичных и парниковых газов; • повышения надежности электроснабжения (за счет при- ближения ТЭЦ к центрам электрических нагрузок); • снижения затрат в электрической сети и уменьшения по- терь электроэнергии при ее передаче. Как известно, комбинированный способ выработки тепловой и электрической энергии является высокоэффективной техноло- гией преобразования химической энергии топлива в тепло и элек- тричество с коэффициентом полезного использования топлива (общим кпд ТЭЦ) до 80-85%. Раздельное получение электро- энергии на конденсационных электростанциях и теплоэнергии в котельных всегда ведет к суммарному перерасходу топлива по сравнению с комбинированным производством (до 25-30%). Причем чем больше вырабатывается электроэнергии по тепло- фикационному режиму, т.е. на тепловом потреблении, тем боль- ше у ТЭЦ общий кпд. Напротив, на ТЭЦ с паровыми турбинами при увеличении доли конденсационной выработки, когда значи- тельная часть отработавшего в турбине пара пропускается в ее конденсатор, а не отбирается для теплоснабжения (например, ле- том), топливная экономичность ТЭЦ существенно падает. Энергетические преимущества комбинированного производ- ства перед раздельной выработкой можно показать на следую- щем условном примере. Пример. Предположим, что заданные объемы производства со- ставляют 1 кВт ч электроэнергии и 860 ккал теплоэнергии. 1. Расход тепла на производство 1 кВт ч электроэнергии на КЭС с кпд 40% (раздельная схема) равен 860 Э 1 СП —-2150ИИЛ (860 ккал - тепловой эквивалент 1 кВт ч).
РАЗДЕЛ 2. РЫНОЧНЫЕ ОТНОШЕНИЯ В ЭЛЕКТРО- И ТЕПЛОСНАБЖЕНИИ 177 2. Расход тепла на производство 860 ккал теплоэнергии в отдель- ной котельной с кпд 85% (раздельная схема) составит 860 Й5 =10|2кк“- 3. Расход тепла при комбинированной выработке 1 кВт ч электро- энергии и 860 ккал теплоэнергии с коэффициентом полезного использования топлива 80% равен 860 + 860 1720 = 2150 ккал. 0,80 0,80 Такой относительно высокий суммарный кпд объясняется отсутстви- ем потерь тепла в конденсаторе турбины при генерировании электро- энергии на ТЭЦ (рассматривается бесконденсаторная теплофикацион- ная турбина с «противодавлением»). 4. Экономия расхода тепла топлива в комбинированном производ- стве (по отношению к раздельному) составит 2150+ 1112-2150= 1112 ккал, т.е. 32% расхода тепла при раздельной схеме. Энергетическая эффективность любой теплофикационной установки (паротурбинной, газотурбинной, парогазовой) оце- нивается с помощью трех показателей: коэффициента полезного использования топлива КПИТ=^-2, (Н.1) где Э - выработка электроэнергии в тепловом эквиваленте (1 кВт ч = 860 ккал); Q - отпуск тепла в систему теплоснабже- ния; Вт - расход тепла топлива; коэффициента полезного действия в режиме выработки толь- ко электроэнергии кпд^.= 4; (11.2) удельной выработки электроэнергии на единицу тепла, от- пущенного в систему теплоснабжения Как отмечалось выше, важнейшим, универсальным услови- ем высокой энергетической и экономической эффективности теплофикации является обеспечение максимально возмож ной выработки электроэнергии на тепловом потреблении, т.е. практически круглогодичная работа ТЭЦ по «вынужденному»
178 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС электрическому графику, определяемому заданным графиком тепловой нагрузки. Между тем пока паротурбинные ТЭЦ рабо- тают в России преимущественно по экономически невыгодному конденсационному режиму, что отражает их доля в выработке электроэнергии на ТЭС страны (более 50%) и доля в отпуске тепла (лишь около 25%). Другой весьма существенный фактор - технико-экономиче- ские характеристики теплотранспортных систем, осуществляю- щих доставку тепла от ТЭЦ к потребителям. Ведь потребитель оценивает экономическую эффективность теплофикации не по стоимости тепла на коллекторах ТЭЦ, а по его цене на вводе в теплоиспользующие установки. В связи с этим высокозатрат- ные, с низким техническим уровнем теплотранспортные систе- мы по существу сводят на нет все преимущества теплофикации и заставляют потребителей обратиться к альтернативным ис- точникам теплоснабжения. Следует учитывать влияние на эффективность теплофика- ции и структуры генерирующих мощностей ТЭЦ, оцениваемой по критериям технической прогрессивности и рациональности. В этом отношении техническая база отечественной теплофика- ции отличается чрезмерно большой долей низкоэкономичных паротурбинных (конденсационных) установок, работающих на природном газе. При этом многие из них имеют значительный физический износ. Практическое применение прогрессивных технологий - ПГУ и ГТУ-ТЭЦ - пока незначительно. Необхо- димо обратить внимание и на перспективы применения в соот- ветствующих регионах крупных внегородских ТЭЦ на твердом топливе. Подчеркнем, что вообще современные теплофикаци- онные системы должны строиться на основе рационального со- четания «больших» и «малых» ТЭЦ разных типов (вплоть до локальных установок). В последнее время появились факторы рыночного проис- хождения, создающие новые проблемы для энергопредприятий комбинированного производства. Среди них прежде всего обо- стрение конкуренции на рынках тепла вследствие повышения интереса потребителей к маломощным установкам децентра- лизованного теплоснабжения, а также создание конкурентного рынка электроэнергии, требующее интеграции ТЭЦ в новую систему экономических отношений. ТЕХНИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ Теплофикационные ГТУ и ПГУ. В настоящее время весьма перспективным направлением является сооружение ГТУ-ТЭЦ малой и средней мощности (от единиц до нескольких десятков мегаватт). Они могут работать по следующим схемам: - утилизационной, при которой теплоэнергия вырабатывает- ся только за счет утилизации теплоты уходящих газов газотур-
РАЗДЕЛ 2. РЫНОЧНЫЕ ОТНОШЕНИЯ В ЭЛЕКТРО- И ТЕПЛОСНАБЖЕНИИ 179 бинного агрегата в газоводяных теплообменниках (котлах-ути- лизаторах); - сбросной, при которой уходящие газы газотурбинного агре- гата используются в качестве окислителя для сжигания топлива в топке обычного парового или водогрейного котла; - комбинированной, при которой для обеспечения пиковой тепловой нагрузки перед котлом-утилизатором устанавливает- ся дополнительная камера сгорания (форкамера) для сжигания топлива в смеси уходящих газов с небольшой добавкой воз- духа. В целом ГТУ -ТЭЦ средней и малой мощности значительно экономичнее паротурбинных ТЭЦ. Так, современные ГТУ-ТЭЦ утилизационного типа обеспечивают коэффициент полезного использования топлива до 85%. В качестве их экономических преимуществ следует отметить: • удельные капиталовложения в новое строительство 450- 520 долл./кВт (на паротурбинных ТЭЦ не менее 1100- 1300 долл./кВт); в реконструкцию - 320-370 долл./кВт; • срок окупаемости проектов строительства (реконструк- ции) находится на приемлемом уровне - 3-5 лет (в зависи- мости от конкретных условий); • срок строительства — всего до 1 года (с задания на проек- тирование до пуска объекта в эксплуатацию); • близость к центрам электрических нагрузок - короткие сети, малые потери, повышенная надежность, низкая пла- та за сетевые услуги; • техническая и экологическая надежность объекта, опреде- ляемая современными технологиями и высоким уровнем амортизации. На рис. 11.1 приведена тепловая схема ГТУ-ТЭЦ утилизаци- онного типа. Следует подчеркнуть, что максимальная тепловая эконо- мичность ГТУ-ТЭЦ обеспечивается при условии, что ее элек- трическая мощность соответствует гарантированной в течение всего года тепловой нагрузке. Минимально целесообразные (по условию экономической эффективности) расчетные тепловые нагрузки для ГТУ-ТЭЦ существенно ниже, чем для паротур- бинных. Это способствует расширению области применения ГТУ-ТЭЦ. Поэтому важное их достоинство - возможность соз- дания автономных источников электропотребления для индиви- дуальных потребителей. Весьма эффективно сооружение теплофикационных ПГУ различной мощности на базе паровых турбин с отборами и конденсацией пара. Важно, что такие ПГУ-ТЭЦ могут при необходимости достаточно экономично работать и в кон- денсационном режиме, успешно конкурируя с крупными паро- турбинными электростанциями. Удельные капиталовложения оцениваются в 600—800 долл./кВт.
Рис. 11.1. Принципиальная тепловая схема ГТУ-ТЭЦ малой мощности: 1 - газовая турбина; 2 - водогрейный котел; 3 - паровой котел; 4,6- газоводяные теплообменники; 5,10,11- водо-водяные теплообменники; 7-9 - пароводяные теплообменники; 12,13 - деаэраторы соответственно питательной и подпиточной воды; 14 - дожимной компрессор; 15 - газорегуляторный пункт; 16, 17 - соответственно сетевой и подпиточный насосы; 18 - рециркуляционный насос; 19 - циркуляционный насос замкнутого контура; 20 - питательный насос; 21 - насос перекачки конденсата; 22 - бак запаса конденсата; 23 - узел водоподготовки для паровых котлов; 24 - то же для подпитки теплосети; 25 - дымовая труба; 26, 27 - дымососы; I - свежий пар, питательная вода и вода замкнутого контура, конденсат; II - сетевая и подпиточная вода; III - дымовые газы; IV - природный газ 180 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС
РАЗДЕЛ 2. РЫНОЧНЫЕ ОТНОШЕНИЯ В ЭЛЕКТРО- И ТЕПЛОСНАБЖЕНИИ 181 Рис. 11.2. Технико- экономические показатели различных источников энергоснабжения - кпд производства электроэнергии и коэффициент использования тепла топлива: 1 - ГТУ + КУ без сжигания дополнительного топлива; 2 - ГТУ + КУ со сжиганием дополнительного топлива; 3 - ПГУ со сбросом газов в топку традиционного котла; 4 - ПГУ + КУ со сжиганием дополнительного топлива; 5 - ПГУ + КУ без сжигания дополнительного топлива; 6 - паротурбинный блок Т-250-240 (Ю^ = 0,93); 7 - паротурбинный блок Т-185-240 (Юку = 0,90); 8 - паротурбинный блок Т-100-130 (Юку = 0,90); 9 - паровая турбина Т-50 с котлом, имеющим Юку = 0,85. I - кпд производства электроэнергии; II - коэффициент полезного использования топлива На рис. 11.2 приведены сравнительные оценки кпд производ- ства электроэнергии и коэффициента полезного использования топлива для рассмоз ренных выше типов установок и паротур- бинных ТЭЦ. Реконструкция паротурбинных ТЭЦ. В зависимости от вида топлива и начальных параметров пара на реконструиру- емых ТЭЦ предполагаются различные технические решения. Приведем наиболее принципиальные из них. Так, решение проблемы внедрения ПГУ-ТЭЦ для техпе- ревооружения газомазутных ТЭЦ на давление 130 ат и более связано с решением конкретных принципиальных вопросов: целесообразность повышения электрической мощности в пункте размещения; возможность выделения дополнительных ресурсов природного газа для ПГУ-ТЭЦ (с учетом высокой эффективно- сти его использования); снижение выработки электроэнергии на газовых КЭС (режимные вопросы); результаты компоновочных проработок; изменение коэффициента теплофикации. Техперевооружение угольных ТЭЦ с давлением 130 ат и бо- лее ориентировано на вариант замены на модернизированное оборудование стратегически, в перспективе - ПГУ со сжиганием угля в кипящем слое под давлением (КСД) или с газификацией угля. ТЭЦ с давлением 90 ат и ниже на газе, а также на твердом топливе, расположенные в зоне действия магистральных газо- проводов или использующие в настоящее время природный газ, по схеме ГТУ-ТЭЦ с котлами-утилизаторами, ПГУ-ТЭЦ. Для принятия решений по техперевооружению угольных ТЭЦ с давлением 90 ат и ниже небольшой мощности, располо- женных вне зоны действия газопроводов, необходимо на базе конкретных проработок определить перспективу их развития, учитывая сугубо локальный характер их задач. В недалекой перспективе (после 2005 г.) для угольных ТЭС такой мощности можно будет использовать ПГУ с КСД. В настоящее время за рубежом эксплуатируются промышлен- ные ГТУ с КСД мощностью 70-135 МВт на разных видах углей. Их применение дает экономию топлива 10-12%, значительно снижает выбросы окислов серы и азота. Они компактны и могут
182 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС Рис. 11.3. Рекон- струкция котельной в газотурбинную ТЭЦ по сбросной схеме: 1 - газовая турбина; 2 - компрессор; 3 - электрогенератор; 4 - зоздухоочистительная установка; 5 - экономайзер; 6 - водогрейный котел; 7 вентилятор; 8 - дымосос; 9 - насос рециркуляции; 10 - сетевой насос; 11 - насос подпитки; 12 - насос зарядки; 13 - химводоподготовка; 14 - бак-аккумулятор; 15,16- регулирующие клапаны; 17 - тепловая сеть; 18 - потребители тепла размещаться на стесненных площадках, где трудно разместить природоохранное оборудование; их котлы и топливочригото- вительное оборудование могут быть размещены в котельных старых электростанций при полном или частичном сохранении паровых турбин и электрического оборудования. Когенерация в коммунальной энергетике. Внедрение коге- нерации в этом секторе предполагает установку в котельных муниципальных образований турбогенераторов и организацию там комбинированного производства электрической энергии. Таким образом, котельная преобразуется в мини-ТЭЦ. Имеют- ся примеры, когда когенерация дает возможность реализовать проект комплексной реконструкции системы централизованно- го теплоснабжения города только на основе дополнительных доходов от продажи электроэнергии (которые превышают до- ходы от реализации тепла). При этом с муниципального рынке частично вытесняется соответствующая электроснабжающая организация. Учитывая изношенность систем теплоснабжения российских городов, необходимость повышения надежности энергоснабжения в рамках общего курса на либерализацию энергетики, данное направление следует признать весьма акту- альным и заслуживающим особого внимания. На рис. 11.3 в качестве примера приведена схема когенераци- онной надстройки котельной газотурбинной установкой, работа- ющей со «сбросом» уходящих газов в топку водогрейного котла. В данной схеме объединяются функции утилизации тепла, дожигания и пикового догрева. Перед подачей газа в турбину его давление повышается с помощью дожимающего компрес- сора. Охлаждение уходящих газов ГТУ перед подачей на дутье в топку водогрейного котла осуществляется в экономайзере. Сбросные газы поступают в горелки водогрейного котла в коли- честве, необходимом для горения, с обеспечением проектного ко- эффициента избытка воздуха. Круглогодичная работа сбросной
РАЗДЕЛ 2. РЫНОЧНЫЕ ОТНОШЕНИЯ В ЭЛЕКТРО- И ТЕПЛОСНАБЖЕНИИ 183 схемы обеспечивается переводом нагрева подпиточной воды с паровых котлов на водогрейные. Электрическая мощность ГТУ должна выбираться с таким расчетом, чтобы покрывать лишь круглогодичную нагрузку горячего водоснабжения города и ра- ботать в максимально возможном экономичном режиме в меж- отопительный период. Конечно, при этом надо располагать воз- можностью реализации вырабатываемой электроэнергии. Пример. Целесообразность установки газопоршневого когене- ратора в действующей котельной Технико-экономические характеристики проекта. В котель- ной установлено 2 водогрейных котла ПТВМ-50, 2 паровых котла ГМ-50-14 и паровой котел ДЕ-10-14, суммарная установленная мощ- ность составляет 198 МВт. Котельная изначально проектировалась для обеспечения нужд города и завода, при этом последний в насто- ящее время испытывает трудности с реализацией своей продукции. Фактическая мощность теплоисточника с учетом технологических потребностей завода составляет 85 МВт. Вследствие большой уста- новленной мощности котлов и энергоемкого оборудования одной из основных статей затрат является электроэнергия, пост авляемая из энергосистемы. Высокие тарифы на электроэнергию поставщика за- ставляют изыскивать иные источники электроснабжения. Одним из способов решения данной проблемы являются проекты сооружения собственных генераторов. В рамках данного проекта предлагается газопоршневой двигатель внутреннего сгорания с системой утили- зации тепла. Его главное преимущество перед обычным дизельным генератором состоит в том, чго помимо выработки электроэнергии утилизируется тепло, которое обычно просто теряется. Установка состоит из газового двигателя, генератора, системы отбора тепла и системы управления. Обязательным условием для экономически эффективной эксплу- атации агрегата является возможность наиболее полной реализации тепловой энергии. Анализ фактического потребления электроэнергии показывает, что электрическая мощность генератора должна состав- лять 1 МВт. Утилизируемое при )том тепло (порядка 1,1 МВт) будет направлено на подогрев воды, используемой круглый год. Анализ рынка газопоршневых когенераторов выявил предпочти- тельность использования оборудования зарубежных производителей. Отечественные предприятия только начинают освоение данного на- правления, в то время как западные компании используют передовые технологии и многолетний опыт производства когенераторов. Проектом предусматривается установка газопоршневого когенера- тора германской фирмы MTU марки G12V 4000 электрической (тепло- вой) мощностью 0,960 (1,097) МВт. Основные характеристики когене- рационной установки представлены в табл. 11.1. Расчетный годовой объем реализации тепловой энергии составляет 5794,3 Гкал, электрической - 5896,5 тыс.кВт ч. Весь объем утилизиро- ванного тепла планируется направить на оказание услуг ГВС, электро- энергия будет покрывать собственные нужды котельной.
184 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ ГАЗОПОРШНЕВОГО КОГЕНEPATOPAMTU G 12V 4000 Показатели Значение Электрическая мощность, МВт 0,96 Тепловая мощность, МВт 1,1 Общий кпд 85,2 Расход газа, м3/ч 261,2 Расчетное число часов работы в год 6141,8 Численность обслуживающего персонала, человек 5 Инвестиции с НДС, млн руб. 25,6 Действующий тариф на электроэнергию, руб./(кВт-ч) (без НДС) 1,23 Себестоимость выработки электроэнергии, руб./(кВт-ч) (без НДС) 0,38 Действующий тариф на теплоэнергию, руб./Гкал (без НДС) 447,91 Себестоимость выработки теплоэнергии, руб./Гкал 437,13 Таблица 11.1 Финансовая эффективность проекта. Учет инфляции и стоимо- сти инвестированного капитала производился с помощью введения в расчеты реальной ставки дисконтирования денежных потоков, приня- той в размере 10% годовых. Норма амортизации газопоршневой машины, принятая в расчетах, 5,12% годовых. Ресурс использования данного оборудования составля- ет 20 лет Ресурс до капитального ремонта установки 10 лет. Стоимость капитального ремонта 20% от первоначальной стоимости машины. Расчеты выполнены без учета каких-либо налоговых льгот. Кроме традиционного набора налогов, влияющих на эффективность проекта (налоги на прибыль, имущество и др.), в расчет включен налог на до- бавленную стоимость. При анализе проекта рассматривался полный амортизационный период установки (20 лет). Основные показатели финансовой эффективности мероприятия приведены в табл. 11.2. РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТОВ ФИНАНСОВОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРОЕКТА Показатели Величина Капиталовложения, всего, тыс. руб- с НДС 25 603 Ставка дисконта, % годовых 10 Срок окупаемости проекта с начала инвестирования, годы 6,5 Внутренняя норма рентабельности в постоянных ценах, % годовых 13,8 Чистый дисконтированный доход, тыс. рчб в постоянных ценах 3568 Таблица 11.2 ИсхолЯ из полученных результатов можно сделать следующие вы- воды. 1. Расчетный срок окупаемое! и проекта (6,5 года) является пре- дельным для проекта автономного энергоснабжения. 2. Реализация проекта позволит существенно сократить затраты по электроэнергии. 3. Когенерационная установка повышает надежность электро- снабжения котельной.
РАЗДЕЛ 2. РЫНОЧНЫЕ ОТНОШЕНИЯ В ЭЛЕКТРО- И ТЕПЛОСНАБЖЕНИИ 185 Анализ чувствительности проекта к изменению объема отпуска тепла. При ситуации, когда выручка от продажи продукции линейно за- висит от объема реализации продукции, имеется существенный риск воз- никновения убытков при снижении объема продаж. В теплоснабжении этот риск проявляется в убытках в летний период, а также в случае «мяг- кой» зимы, когда объемы отпуска тепла резко снижаются, а постоянные зат раты остаются существенными. Вместе с тем расход электроэнергии зависит от количества вырабатываемой теплоэнергии. При снижении объемов отпуска тепла последует соответствующее изменение в потре- блении электричества. В этом отношении данный проект предусматрива- ет реализацию тепла для оказания услуг ГВС, потребление на эти нужды осуществляется равномерно по году и не подвержено резким перепадам. В выводах по анализу чувствительности отмечается, что эффектив- ность реализации проекта зависит от снижения объема общего отпуска тепловой энергии по котельной более чем на 5%, так как начинают ока- зывать влияние расходы на капитальный ремонт. Так, при снижении по- требления электроэнергии на 10% проект окупается за 12 лет, что суще- ственно отличается от базового варианта, поэтому проект характеризуется повышенным риском к уменьшению объема отпуска электроэнергии. Результаты анализа чувствительности проекта к изменению отпу- ска электроэнергии представлены в табл. 11.3. АНАЛИЗ ЧУВСТВИТЕЛЬНОСТИ ПРОЕКТА К ИЗМЕНЕНИЮ ОБЪЕМА ВЫРАБОТКИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ Показатель Базовый отпуск электроэнергии (5896 тыс. кВт-ч в год) Отпуск, уменьшенный на 5% (5615 тыс. кВт-ч в год) Отпуск, уменьшенный на 10% (5360 тыс. кВт ч в год) Внутренняя норма рентабельности, % годовых 13,8 13 2 11,9 Срок окупаемости, годы 6,5 7,0 12,0 Таблица 11.3 ОБЕСПЕЧЕНИЕ КОНКУРЕНТОСПОСОБНОСТИ ТЭЦ Для сохранения технической базы теплофикации в переход- ный период, создания условий для ее обновления и развития и поддержания финансовой устойчивости действующих ТЭЦ тре- буется комплекс мер. Организация управления. ТЭЦ, магистральные тепловые сети, районные котельные, выведенные из состава реструкту- рированных AO-энерго, организационно объединяются в тер- риториальные генерирующие компании (ТГК). При формиро- вании ТГК могут использоваться разные принципы. Очевидно, что оптимальным будет тот, который способен создать наиболее благоприятные предпосылки для - выравнивания стартовых условий выхода отдельных ТГК на оптовый рынок электроэнергии; - возможностей эффективного участия в рынке электро- энергии;
186 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС 1 В лучшем положении находятся те ТЭЦ, ко- торые отпускают тепло на технологические нужды промышленных предприятий. - стабилизации финансового положения ТГК; — инвестиционной привлекательности ТГК. В идеале должны быть созданы крупные компании с финан- совым потенциалом, достаточным для предотвращения вытес- нения отдельных ТЭЦ с рынков тепла и электроэнергии с по- мощью внутреннего перекрестного субсидирования. В связи с этим финансовый потенциал ТГК следует рассматривать в каче- стве основы реконструкции физически и морально устаревших ТЭЦ. Большое значение для решения проблемы неэффективных теплотранспортных систем (в части распределительных сетей) имеет интеграция ТГК с муниципальными теплоснабжающими предприятиями. Но на начальном этапе организационного ста- новления этим компаниям, вероятно, потребуется целевая госу- дарственная поддержка. Участие в рынке электроэнергии. Чтобы быть конкуренто- способной на рынке тепла, ТЭЦ должна иметь возможность про- давать электроэнергию. Но конкурентоспособность ТЭЦ на рын- ке электроэнергии в течение года меняется ввиду нестабильности отпуска тепла. Так, летом он значительно сокращается (остается только нагрузка горячего водоснабжения)1, а следовательно, воз- растает стоимость электроэнергии по сравнению с отопительным периодом. К тому же, как отмечалось выше, ТЭЦ должна рабо- тать по своему индивидуальному («вынужденному») графику электрической нагрузки (теплофикационному режиму). Таким образом, требуется предусмотреть особые условия участия ТЭЦ в организованном рынке электроэнергии. Например, по действующему положению, если ТЭЦ подает ценопринимающую заявку на рынке «на сутки вперед», то ей системным оператором гарантируется работа по графику тепло- фикационного режима с определенным приоритетом: вторая (после АЭС) очередь загрузки. Однако при этом равновесная цена, сложившаяся на спотрынке, может оказаться ниже цены на электроэнергию ТЭЦ, обоснованной с учетом обеспечения ее конкурентоспособности на рынке тепла (см. ниже). Эту раз- ницу следовало бы покрыват ь с помощью специальной дотации ТЭЦ. Здесь можно использовать два подхода: а) государствен- ную поддержку теплофикации; б) определенный сбор с участ- ников оптового рынка электроэнергии. Постоянно действующим инструментом финансовой стабили- зации на рынке должна служить регулируемая плата за мощность ТЭЦ, участвующей в генерации теплофикационной электроэнер- гии; она будет покрывать соответствующую часть условно-по- сгоянных расходов станции. Поэтому к дотации придется при- бегнуть только в случае недостаточности этих средств. Следует подчеркнуть, что все привилегии и меры финансовой поддержки на рынке электроэнергии относятся к теплофикаци- онному режиму ТЭЦ, причем необязательно только в отопитель- ный период. Если же ТЭЦ располагает свободной электрической мощностью (в частности, летом), то она может подать ценовую
РАЗДЕЛ 2. РЫНОЧНЫЕ ОТНОШЕНИЯ В ЭЛЕКТРО- И ТЕПЛОСНАБЖЕНИИ 187 заявку, например, на балансирующий рынок, где обычно скла- дываются более высокие цены. Тогда ТЭЦ будет вырабатывать электроэнергию в режиме, заданном сис темным оператором (ко- нечно, если заявка пройдет конкурсный отбор). Есть еще вариант реализации свободной конденсационной мощности ТЭЦ - при- оритетное участие в рынке оперативных резервов (агрегаты ТЭЦ обладают, как правило, лучшими маневренными качествами, чем оборудование крупных блочных КЭС). Заметим, что благоприятные перспективы в отношении фи- нансового положения ТЭЦ и ТГК открываются в секторе регу- лируемых двусторонних договоров оптового рынка, где цены на электроэнергию (мощность) имеют стабильную динамику и определяются для каждого поставщика по установленной фор- муле (см. главу 7). Государственная поддержка. Общественное значение те- плофикации выражается в таких ключевых аспектах, как эконо- мия топливных ресурсов (прежде всего природного газа) и улуч- шение экологической обстановки в районах теплоснабжения. Следовательно, государство должно принять активное участие в управлении теплофикацией, чтобы сделать ее коммерчески привлекательной для энергетического бизнеса и покупателей тепла. Особенно это важно в реконструктивный период, когда необходима технологическая и организационно-экономическая перестройка теплофикационных систем. Для переходного этапа можно выделить следующие наибо- лее значимые для повышения эффективности теплофикации на- правления государственного воздействия: • разработка технической и экономической политики в об- ласти теплофикации страны; • внедрение механизма финансовой поддержки ТГК при осуществлении проектов реконструкции ТЭЦ и теплотран- спортных систем (льготы, компенсации, преференции); • проведение организационной реформы в коммунальном теплоснабжении (с созданием условий для привлечения в эту сферу частного бизнеса); • выработка правил привилегированного участия ТЭЦ в рынке электроэнергии и рынке системных услуг; • введение для ТЭЦ дотаций к рыночным ценам на электро- энергию (например, в виде определенной унифицирован- ной ставки за один теплофикационный киловатт-час, по- ставленный на оптовый рынок); • применение эффективных методов государственного ре- гулирования тарифов на передачу тепла (от ТЭЦ до або- нентских установок). Указанные направления должны составить основу государ- ственной программы развития теплофикации страны в условиях рыночных отношений и участия частного бизнеса в электро- и теплоэнергетике. Ее стратегическая цель: на основе прогрессив- ных энерготехнологий и организационных инноваций создать
188 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС теплофикационные системы нового типа, обеспечивающие приемлемые для потребителей цены на теплоэнергию и превра- щающие ТЭЦ в полноценных и эффективных участников рынка электроэнергии. ОТПУСКНЫЕ ЦЕНЫ НА ТЕПЛО И ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЮ При расчете тарифов на тепло и электроэнергию, отпускаемые с коллек юров и шин ТЭЦ, возникает проблема распределения об- щих (косвенных) издержек между двумя видами энергетической продукции. Многие десятилетия она решалась при помощи тех- нических (термодинамических) методов разнесения суммарного расхода топлива на ТЭЦ между электроэнергией и теплом; при этом все издержки распределялись пропорционально расходам топлива. По существу, таким же образом между электроэнергией и теплом распределялась и экономия, получаемая от комбиниро- вания (по отношению к раздельному производству). В зависимо- сти от применяемого метода эта экономия однозначно относилась на тот или иной вид продукции, удешевляя либо электричество, либо тепловую энер] ию (в виде пара и горячей воды). Цена на другой энергоноситель или сокращалась на уровне раздельного производства, или даже превосхоцила его. В условиях развития рыночных отношений в электроэнер- гетике и формирования конкурентной среды на энергетических рынках использование жестко детерминированных «техни- ческих» методов обоснования цен совершенно неприемлемо. Метод разнесения затрат на ТЭЦ должен определяться гибкой маркетинговой политикой в зависимости от ценовой конъюн- ктуры, складывающейся на рынках тепла и электроэнергии, и от источников конкурентной угрозы и ее масштабов. Определяю- щим фактором здесь должна стать общая выгода, которая может быть достигнута только в случае конкурентоспособности обоих видов продукции, производимых на ТЭЦ. Комплексное реше- ние должно определяться на основе итеративного поиска опти- мальных уровней тарифов в первую очередь на рынках тепла. С учетом сказанного рекомендуется следующий «рыночный» метод расчета тарифов на энергию, отпускаемую ТЭЦ. Необходимая валовая выручка ТЭЦ (НВВ) включает полные издержки и минимально необходимую (нормативную) прибыль. В то же время на расчетный период (отопительный сезон) этот показатель можно представить так: НВВ = 5Э Э + 5Т • Q, (11.4) где S3, 5Г - отпускные тарифы ТЭЦ соответственно на электро- энергию и тепло; Э, Q - электроэнергия и теплоэнергия, запла- нированные к отпуску в расчетном периоде (при работе в мак- симальном теплофикационном режиме).
РАЗДЕЛ 2. РЫНОЧНЫЕ ОТНОШЕНИЯ В ЭЛЕКТРО- И ТЕПЛОСНАБЖЕНИИ 189 Отпускной тариф на тепло 5Т принимаем в качестве крите- рия распределения НВВ между двумя видами продукции. Пред- ставим его следующим образом: \ = Л-у-т^-5с, (11.5) где тт- предельный тариф на тепло, установленный регулято- ром для выбранного ТЭЦ рыночного сегмента; Sc - стоимость услуги по передаче тепла от ТЭЦ до абонентской установки; Ку - коэффициент «удешевления» предельного потребительско- го тарифа (Ку < 1,0). Коэффициент Ку определяется экспертно исходя из анализа ценовых предложений потенциальных конкурентов, выходящих на данный рынок. При этих условиях отпускной тариф на элек- троэнергию (нижний предел) будет равен 1 Для паротурбинных и парогазовых ТЭЦ мо- гу 1 также определяться цены на электроэнер- гию в летний период при работе станции на полной электрической мощности (т.е с повы- шенной долей конден- сационной выработки). £ _ НВВ (Ky-im SC)Q (116) э э Полученный тариф служит ориентиром для позициониро- вания ТЭЦ в качестве поставщика на оптовом или розничном рынках электроэнергии (конкурентном или регулируемом). Аналогично рассматриваются цены для неотопительного пе- риода года1. В представленном подходе в качестве приоритетного принят рынок тепла, а тариф на электроэнергию рассчитывался по «оста- точному» методу. Между тем можно представить себе ситуацию, когда в каком-нибудь регионе в определенный период целесообраз- нее последовать принципу равноценности электроэнергии и тепла. В этом случае можно воспользоваться универсальным методом це- нового треугольника, известным как «треугольник Гинтера». Суть данного метода иллюстрирует рис. 11.4. Если условно всю необходимую валовую выручку ТЭЦ отнести на производ- ство электроэнергии, получится величина, равная отрезку АО; при аналогичном отнесении всей НВВ на теплоэнергию получим Рис. 11.4. Графический метод определения цен на тепло и электроэнергию, отпускаемые ТЭЦ
190 энергетический бизнес отрезок ОВ. Соединением точек А и В образуется линия АВ, каждая точка которой имеет координаты, равные однозначно связанным между собой стоимостям тепла и электроэнергии. То есть, задаваясь ценой на тепло, можно, восстановив перпен- дикуляр из отрезка ОВ до пересечения с АВ и опустив перпен- дикуляр из точки пересечения до отрезка АО, определить цену на электроэнергию и наоборот Теперь предположим, что заданы предельные значения ры- ночной цены на тепло CSrp) и рыночной цены на электроэнергию (5эр). Заметим, что оба рынка считаем для ТЭЦ равноценными. Тогда, отложив на осях треугольника ОВ и ОА значения этих ве- личин и восстановив из этих точек пер< юндикуляры до их пере- сечения, находим некоторую точку С; соединением точек С и О на гипотенузе треугольника определяется точка D. Опустив из нее соответствующие перпендикуляры, находим точки Е и К, обозначающие значения искомых цен ТЭЦ на тепло и электро- энергию, которые отвечают заданному принципу равноценно- сти рынков. С помощью рассмотренного треугольника можно также оце- нить уровень общей ценовой конкурентоспособности ТЭЦ. Чем дальше выходит точка С за габариты треугольника (т.е. чем больше отрезок CD), тем больше конкурентные преимущества ТЭЦ на энергетических рынках. Если же точка С окажется вну- три треугольника, следует вывод, что при прочих равных усло- виях продукция ТЭЦ на рынках востребована не будет. Следует подчеркнуть, что радикального повышения конку- рентоспособности ТЭЦ как поставщика на обоих рынках можно добиться только на основе повышения экономической эффек- тивности производства и снижения издержек, т.е. уменьшения НВВ. В этом отношении, как сказано выше, газотурбинные и парогазовые теплофикационные установки имеют значитель- ное преимущество перед паротурбинными. ВОПРОСЫ ДЛЯ ОБСУЖДЕНИЯ 1. Является ли принятая к реализации модель оптового рынка электроэнергии безальтернативной? Какие были бы возможны другие, менее рисковые варианты? 2. В чем вы видите плюсы и минусы переходной модели оптового рынка с регулируемыми двусторонними договорами? 3. Что требуется, чтобы подключить к решению проблемы надежности потребителей, прежде всего промышленные предприятия? 4. При каких условиях может быть эффективен частный бизнес в региональном теплоснабжении? 5. Нужно ли создавать для ТЭЦ привилегированные условия на рынке электроэнергии?
3 ГОСУДАРСТВЕННОЕ УПРАВЛЕНИЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКОЙ РЕГУЛИРОВАНИЕ И КОНТРОЛЬ ЭНЕРГОКОМПАНИЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ПОЛИТИКА РЕГИОНА
193 ГЛАВА 12 РЕГУЛИРОВАНИЕ И КОНТРОЛЬ ЭНЕРГОКОМПАНИЙ ЗАДАЧИ РЕГУЛИРОВАНИЯ ОТРАСЛИ Под государственным регулированием и контролем энерге- тического бизнеса понимается деятельность специализиро- ванных государственных органов на национальном и региональ- ном уровнях, направленная на создание условий для реализации общественных интересов в сфере энергоснабжения народного хозяйства. Необходимость государственного регулирования и контро- ля энергоснабжающих организаций имеет следующие предпо- сылки. Уникальный социальный статус электроэнергетики. От- расль является основой жизнедеятельности общества и техни- ческого прогресса в народном хозяйстве ввиду уникальности своей продукции. Поэтому энергокомпании несут особую - со- циальную - ответственность за надежное, качественное и без- опасное энергоснабжение всех без исключения потребитеией на обслуживаемой территории, а также за развитие энергосистемы в соответствии с ростом спроса на энергетические услуги. Тре- бование ответственности закреплено законодательно, а его вы- полнение должно контролироваться регулирующими органами. Единая национальная электроэнергетическая система и государственные стандарты качества электроэнергии. Эти предпосылки вызывают необходимость проведения единой государственной технической политики в развитии объектов электросетевого комплекса, сооружении электростанций, при- соединении электроприемников потребителей, а также при обе- спечении надежности текущего электроснабжения и соответ- ствующих качественных параметров энергии. Существование естественных монополий в энергоснаб- жении. Естественная монополия может существовать только при таком состоянии товарного рынка, когда организация кон- куренции экономически неэффективна или технологически не- возможна, а производимый товар (услуги) не может быть заме- нен другими видами товара (услуг). В электроэнергетике к естественным монополиям относят энергокомпании, обеспечивающие в основном услуги по пере- даче электрической и тепловой энергии по магистральным и распределительным сетям, подразумевая, что в области генери- рования и сбыта принципиально возможна организация конку- рентной среды. Наличие естественных монополий в отрасли предполагает их регулирование для обеспечения защиты потребителей от 7 Энергетический бизнес
194 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС завышения тарифов, перераспределения издержек энергоснаб- жения, необоснованных отказов в обслуживании и других дис- криминационных действий. Противоречия между интересами бизнеса и долгосрочны- ми общественными целями. Речь идет о крупномасштабных решениях в области перестройки топливно-энергетического ба- ланса страны и отдельных регионов, электрификации народно- го хозяйства, внедрения перспективных технологий в электро- энергетике, способных кардинально повысить энергетическую и экологическую эффективность отрасли. Такие проекты и про- граммы отличаются высокой наукоемкостью и капиталоемкос- тью; они, как правило, рассчитываются на длительную перспек- тиву и не отвечают интересам бизнеса, который руководствуется критериями текущей коммерческой эффективности. Более того, общественные цели могут вступать в противоречие с интереса- ми бизнеса на каком-то этапе. В этом отношении регулирование находит выражение, с одной стороны, в прямом участии госу- дарства в программах, направленных на обеспечение энергети- ческой безопасности страны (региона), а с другой - в создании благоприятного экономического климата для привлечения част- ного бизнеса к решению общегосударственных задач. Актуальность стимулирования эффективности произ- водства в энергокомпаниях. В компаниях, принадлежащих к естественным монополиям, эта проблема решается путем нор- мирования элементов тарифа - издержек и прибыли. В других случаях для повышения эффективности формируется конку- рентная среда; правила организации энергетического рынка и ценовой механизм его функционирования устанавливаются правительственными органами. При необходимости государ- ство оставляет за собой право прямого вмешательства в деятель- ность субъектов конкурентного рынка, если она противоречит установленным правилам или если эффективность конкуренции не отвечает общественным интересам (например, резкое повы- шение тарифов, нецелевое использование инвестиций). Основы государственной политики в сфере электроэнер- гетики, принципы и методы государственного регулирования и контроля в отрасли определены Федеральным законом «Об электроэнергетике». В частности, главными приоритетами государственной по- литики являются: • обеспечение энергетической безопасности страны; • технологическое единство электроэнергетики; • бесперебойное и надежное функционирование электро- энергетики в целях удовлетворения спроса на электриче- скую энергию потребителей, исполняющих свои обяза- тельства перед субъектами электроэнергетики. В числе принципов, на которых базируются регулирование и контроль в электроэнергетике, выделим три основополага- ющих:
РАЗДЕЛ 3. ГОСУДАРСТВЕННОЕ УПРАВЛЕНИЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКОЙ 195 1) обеспечение баланса экономических интересов поставщи- ков и потребителей электрической энергии; 2) создание необходимых условий для привлечения инвести- ций в целях развития и функционирования национальной элек- троэнергетической системы; 3) развитие конкурентно-рыночных отношений в отрасли. Государственное регулирование и контроль энергокомпаний осуществляются по следующим направлениям: • регулирование и контроль субъектов естественных моно- полий, в том числе регулирование инвестиционной дея- тельности субъектов естественных монополий в электро- энергетике; • регулирование цен (тарифов) на отдельные виды продук- ции (услуг); • антимонопольное регулирование и контроль, в том числе установление единых на территории Российской Федера- ции правил доступа к электрическим сетям и услугам по передаче электрической энергии; • управление государственной собственностью; • лицензирование отдельных видов деятельности в сфере электроэнергетики; • техническое регулирование в электроэнергетике. Особого внимания заслуживает трактовка целей и основных направлений инвестиционной политики государства в электро- энергетике. В соответствии с Федеральным законом инвести- ционная политика направлена на обеспечение устойчивого раз- вития электроэнергетики, на активизацию энергосбережения, а также предусматривает привлечение инвестиций во все сферы электроэнергетики и усиление государственного контроля за эффективностью инвестиций в сфере деятельности субъектов естественных монополий. ПРИВЛЕЧЕНИЕ ИНВЕСТИЦИЙ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКУ При существующих темпах старения оборудования и ожида- емом росте потребления электроэнергии в недалеком будущем в ЕЭС России может возникнуть реальный дефицит генериру- ющих мощностей. В свяли с этим проблема инвестиционного обеспечения сооружения новых электростанций и объектов электросетевой инфраструктуры, без преувеличения, жизненно важна. Как показывает мировой опыт, либерализация рынка электро- энергии и переход к свободному конкурентному ценообразова- нию в целом позитивно влияют на инвестиционный фон отрасли. Однако это влияние неустойчиво (носит циклический характер) и проявляется главным образом в краткосрочном аспекте; поэ- тому вследствие высоких рисков интересы инвесторов сводятся к небольшим и малозатратным установкам (типа ПГУ и ГТУ), а строительство крупных атомных, гидравлических и угольных
196 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС электростанций прекращается. Анализ различных организаци- онных схем действующих конкурентных рынков показывает, что пока они не способны давать заблаговременные и адекват- ные ценовые сигналы для долгосрочных инвестиций. Недаром обеспечение устойчивого развития таких отраслей, как электро- энергетика и газовая промышленность, в условиях конкуренции признано общемировой проблемой, что, в частности, получило отражение в материалах Мирового энергетического конгресса (сентябрь, 2004 г.). К тому же условия реформирования рос- сийской электроэнергетики имеют существенные особенности. Так, в подавляющем большинстве других стран преобразования начинались при относительно высоких ценах на электроэнер- гию и больших резервных (избыточных) мощностях. В России избыточные мощности сравнительно невелики и могут (при не- благоприятном стечении обстоятельств) быть исчерпаны еще до начала полноценной работы целевой модели рынка электро- энергии. Существенное поднятие цен на электроэнергию для компенсации инвестиционных рисков в российских реалиях не представляется возможным. Таким образом, частная собственность и конкуренция в электроэнергетике сами по себе кардинально не решают про- блему капитальных вложений. В процесс инвестиционного обе- спечения устойчивого развития отрасли необходимо включить рациональное сочетание рыночных механизмов и методов госу- дарственного регулирования. Считается, что это регулирование должно быть достаточно мягким, косвенным; оно целенаправ- ленно обеспечивает снижение инвестиционных рисков и пере- распределение их между инвесторами, потребителями и госу- дарством. Ниже рассматриваются основополагающие элементы систе- мы управления инвестированием, которая должна быть создана для привлечения внешних капиталовложений в электроэнерге- тику (прежде всего на основе прямых инвестиций и долгосроч- ного кредитования). Государственные гарантии и стимулы. Важнейшей за- дачей правительства является выработка четких нормативных гарантий по эффективности инвестиций в энергетические объ- екты и создание экономического механизма реализации этих гарантий. Речь идет об обеспечении приемлемых параметров окупаемости капиталовложений и компенсации рисков непо- лучения необходимой инвесторам прибыли на капитал, вы- званных различными факторами (неопределенностью спроса, цен на электроэнергию и топливо, процентными ставками, экологическими ограничениями, принципами регулирования рынка). Другое немаловажное направление - создание ясного юри- дически защищенного механизма участия инвесторов в управ- лении энергетическими объектами (включая передачу им в соб- ственность). Следует отметить также, что в переходный период
РАЗДЕЛ 3. ГОСУДАРСТВЕННОЕ УПРАВЛЕНИЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКОЙ 197 1 Подробнее см. главу 7. для инвесторов привлекательны двусторонние долгосрочные контракты с крупными потребителями, поставщиками топлива, системным оператором (по резервированию), причем с опреде- ленными государственными гарантиями. Однако существует мнение, что злоупотребление долгосрочными соглашениями по поставкам электроэнергии сдерживает развитие конкурентного рынка и их использовать нецелесообразно, во всяком случае, как постоянно действующий инструмент. Например, в Польше в 1990-е годы крупнейшие компании отрасли заключили десятки контрактов на поставки сроком до 2010-2012 гг., охватывавшие, по некоторым оценкам, до 75% национального оборота электроэнергии. Это сдерживало развитие конкурентного рынка, и по настоянию ЕС начались переговоры о пересмотре долгосрочных со- глашений. Практическим шагом в области государственного гарантиро- вания инвестиций служит решение Правительства РФ по фор- мированию (на конкурсной основе) технологического резерва генерирующих мощностей в ЕЭС для обеспечения бездефицит- ного развития электроэнергетики страны*. При этом возврат средств с необходимой нормой прибыли на вложенный капитал инвесторам гарантируется посредством соответствующей пла- ты, включаемой в тариф на услуги по оперативно-диспетчерско- му управлению. Отметим, что в данном случае инвестиционный риск государство перекладывает в конечном счете на потребите- лей электроэнергии. Помимо решения проблемы дефицитности генерирующих мощностей, имеется еще одна сфера государственного регу- лирования инвестиционных процессов в электроэнергетике, весьма актуальная для России, — это стимулирование частных капиталовложений в обновление производственных фондов на прогрессивной технической основе, осуществляемое в соответ- ствии с национальной Энергетической программой. Устойчивая мотивация потенциальных инвесторов по этому направлению может быть достигнута за счет специальной ценовой, налого- вой, кредитной, амортизационной политики. В развитых за- рубежных странах накоплен обширный опыт стимулирования подобных структурных сдвигов, отвечающих долговременным общественным интересам. В качестве примера можно привести государственную поддержку развития экологически чистых ис- точников электроэнергии, которые часто оказываются некон- курентоспособными по текущим рыночным критериям. Тем самым происходит как снижение рисков, так и частичное пере- ложение их на государство. Необходимо подчеркнуть, что энергообъекты высокой завод- ской готовности, воплощающие некоторые высокоэффективные энерготехнологии (ГТУ и ПГУ), отличаются низкими капита- ловложениями, относительно небольшими сроками окупаемости
198 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС и в этом аспекте более низкими инвестиционными рисками. Здесь, видимо, потребуются несколько иные подходы для при- влечения инвестиций, чем в случаях крупных мощностей. На- пример, в отношении развития ГТУ-ТЭЦ решение проблемы переходит на региональный и даже местный уровень. Причем для снижения рисков и повышения коммерческой привлека- тельности таких проектов наибольшее значение будет иметь не долевое финансирование или даже налоговые льготы, а наличие долгосрочных контрактов на поставки электроэнергии и тепла муниципальным потребителям. Участие инвестора в управле- нии подобными локальными объектами может строиться по концессионной схеме: «строительство - эксплуатация — пере- дача», т.е. после возмещения капиталовложений и получения инвестором необходимой нормы прибыли ТЭЦ поступает в ве- дение местной администрации. Тарифное регулирование. Методике ценообразования для естественных монополий в электроэнергетике следует придать большую инвестиционную направленность. Для этого регули- рующим органам необходимо: • устанавливать рентабельность в тарифах на электроэнер- гию исходя из единой экономически обоснованной нормы прибыли на инвестируемый капитал; • ограничивать ежегодный рост тарифов коэффициентом инфляции; • принять долгосрочный период регулирования тарифов (минимум 3 года). Экономически обоснованная норма прибыли на капитал - это ее минимальное значение, позволяющее компании привлекать внешние инвестиции. Ее введение потребует перехода на ры- ночные оценки стоимости основного капитала энергокомпаний. Для снижения возрастающих в этом случае ценовых нагрузок на потребителей надо разработать новые, более прозрачные стан- дарты на калькуляцию текущих издержек, а также метод внеш- него нормативного контроля затрат по двум-трем ключевым па- раметрам (выход за их границы влечет за собой экономические санкции). Целесообразно ввести некоторый переходный период (например, год), в течение которого энергокомпании должны будут модернизировать учет издержек производства, и при- нять первоочередные меры к их оптимизации. Одновременно регулятору следует практиковать жесткий контроль за целевым использованием инвестиционных ресурсов энергокомпаний. Увеличение же периода регулирования стимулирует снижение издержек и дает возможность энергокомпании реализовывать получаемую экономию для наращивания своего инвестицион- ного потенциала (в этот период все нормативы, заложенные в тариф, остаются без изменения) Инвестиционная привлекательность энергокомпаний. Универсальным комплексным критерием оценки инвестици- онной привлекательности компании является качественный
РАЗДЕЛ 3. ГОСУДАРСТВЕННОЕ УПРАВЛЕНИЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКОЙ 199 уровень менеджмента. Для оценки этого уровня потенциальный инвестор должен рассмотреть такие характеристики, как: • финансово-экономические параметры компании: оборот, активы, показатели рентабельности, размер клиентской базы, объемы кредиторской и дебиторской задолженно- стей; • прозрачность финансово-учетной деятельности; • наличие долгосрочных устойчивых связей с клиентами и поставщиками основных ресурсов, кредитными организа- циями; • технико-экономический уровень основного производ- ственного капитала; • наличие у компании корпоративной стратегии, обоснован- ной технической политики и конкретных инвестиционных проектов; • возможность получения специальных льгот и преферен- ций для инвестирования в основной капитал. В повышении инвестиционной привлекательности энер- гокомпаний существенна и роль правительства, состоящая, в частности, в создании необходимой законодательной базы, ре- гламентирующей деятельность менеджмента энергокомпаний различного профиля, а также содержащей экономические меха- низмы, мотивирующие эту деятельность в прогрессивных на- правлениях (в том числе и с помощью экономических санкций). Следует подчеркнуть и роль федеральных и региональных орга- нов регулирования естественных монополий, особенно в части установления эффективных энерготарифов и контроля финан- совой деятельности энергокомпаний. Наконец, качество менеджмента непосредственно зависит от интересов и квалификации собственников, принимающих участие в управлении компанией, контролирующих и ориентирующих ее высшее руководство. Очевидно, что в обозримой перспективе с развитием полноценных рыночных отношений в электроэнерге- тике действие этого фактора будет постоянно усиливаться. Управление нагрузками на территориях. Было бы се- рьезной ошибкой пытаться решить инвестиционную проблему электроэнергетики, замыкаясь только в границах отрасли, без преобразований в сфере электропотребления. В частности, не- обходимо поставить заслон неуправляемому, стихийному росту электрических нагрузок в крупных городах. С этой целью адми- нистрацией совместно с местной энергокомпанией и крупными потребителями должны разрабатываться оптимальные схемы перспективного энергоснабжения территорий, предусматрива- ющие соответствующие ограничения на рост электропотребле- ния с помощью комплекса административных и экономических методов. Наиболее значимыми среди них являются: • внедрение программ управления спросом в ТГК и элек- тросетевых компаниях, экономически выгодных как по- ставщикам, так и потребителям электроэнергии;
200 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС • применение обязательных стандартов энергоэффективно- сти для новых и действующих объектов - пользовате. [ей электроэнергии; • всемерное стимулирование развития высокоэкономичных источников малой (распределенной) генерации для по- крытия прироста нагрузок; • привлечение городских застройщиков к финансированию инвестиций в местную энергетику. Успешность указанных мер, конечно, будет зависеть от того, насколько эффективно организовано в регионе (городе) взаимо- действие по связям: «энергокомпания - потребитель» и «энер- гокомпания - администрация - потребитель». Для новых або- нентов е электроемкими нагрузками могут быть введены весьма жесткие условия подключения, например обязательное участие в программе управления спросом, разработанной энергокомпа- нией; выполнение требований стандарта по энергоэффективно- сти; долевое участие в финансировании сооружения генериру- ющих и сетевых объектов. По нашему мнению, региональный подход при соответству- ющей реализации будет способствовать повышению надеж- ности электроснабжения. Он позволит существенно снизить инвестиционную нагрузку на электроэнергетику общего поль- зования ввиду объективно высокой эффективности затрат в энергосбережение и значительных резервов экономии пиковой электроэнергии в крупных городах. УЧАСТИЕ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ В ИНВЕСТИРОВАНИИ Развитие производственных мощностей в соответствии с ро- стом спроса на энергию является обязательной функцией любой региональной энергокомпании, в том числе и электросетевой. Планирование развития электросетевого комплекса должно осуществиться на основе заявок потребителей на присоеди- нение нагрузки, а также прогнозов электропотребления, с тем чтобы обеспечивать ввод мощностей линий электропередачи и трансформаторных подстанций с некоторым опережением по отношению к росту нагрузок. При этом регулируемые тарифы на перецачу обосновываю! ся исходя из инвестиционной про- граммы энергокомпании. Однако планирование всегда несет в себе элементы не- определенности, процесс регулирования тарифов отличается инерционностью, а устанавливаемые пределы тарифов создают естественные ограничения на развитие энергокомпании. По- этому в ситуациях, когда присоединение новых потребителей без перегрузок электросетевого оборудования не представляет- ся возможным, допустимо привлечение средств указанных по- требителей в качестве инвестиционных ресурсов. Это служит обязательным условием их подключения, но только после рас- ширения соответствующих «узких сечений» в электрических
РАЗДЕЛ 3. ГОСУДАРСТВЕННОЕ УПРАВЛЕНИЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКОЙ 201 сетях. В то же время подчеркнем, что данный подход следует применять с определенными ограничениями. Чтобы предот- вратить возможные злоупотребления со стороны энергокомпа- нии, необходима четкая нормативно-правовая регламентация. В частности, такой подход не допускается в отношении жилого сектора и социальной сферы. Необходимо строго оговорить все случаи, в которых разрешается привлечение средств потребите- лей, например: • отсутствие у энергокомпании поданной заблаговременно и в установленном порядке заявки на присоединение на- грузки (т.е. внеплановая потребность); • возникновение у клиента дополнительной потребности в мощности по сравнению с первоначально обозначенной в заявке; • невозможность удовлетворения в плановом периоде всех поданных заявок ввиду ограничений на рост тарифов. В связи с этим заметим, что в условиях ограничений заявки потребителей выполняются в порядке очередности в соответ- ствии с правилом: «первым пришел - первым обслуживается». Обязательным является принцип возвратности вложенных потребителями средств при долевом финансировании сооруже- ния электросетевых объектов. При этом могут использоваться различные формы, например: • возврат средств через определенный период после ввода мощностей (аналог льготного кредитования); • целевой заем с выплатой льготного процента (ниже бан- ковского); • покупка потребителем акций электрокомпании (с получе- нием пониженного дивиденда); • выпуск электрокомпанией целевых облигаций. Денежные средства выделяются потребителем в размере, со- ответствующем величине присоединяемой нагрузки. Для этого регулирующий орган устанавливает нормативы удельных капи- таловложений в объекты электросетевого комплекса. Также це- лесообразно ввести для энергокомпаний норматив, определяю- щий верхний предел доли общего прироста нагрузки в плановом периоде, обеспечиваемой в порядке долевого финансирования. Важное значение имеет закрепленная в двустороннем до- говоре ответственность электрокомпании перед потребителем за целевое использование полученных средств, согласованные сроки ввода в эксплуатацию соответствующих мощностей и подключения нагрузки. Помимо рассмотренного подхода, в перспективе могут прак- тиковаться и другие рыночные методы косвенного участия по- требителей в финансировании и развитии электросетевых ком- паний, например применение договорных тарифов на передачу электроэнергии в узлах с ограничениями по пропускной способ- ности сети либо организация аукционов на право подключения
202 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС в «узких сечениях». Разумеется, это потребует серьезных изме- нений в политике ценового регулирования сетевых компаний. МЕХАНИЗМ ЦЕНОВОГО РЕГУЛИРОВАНИЯ Принципы и методы регулирования. Регулирование тари- фов на энергию, поставляемую интегрированными организа- циями, основывается на принципе раздельного учета объемов продукции (услуг), доходов и расходов по производству, пере- даче и сбыту энергии. При ценовом регулировании могут устанавливаться фик- сированные значения тарифов, а также их предельные мини- мальные и (или) максимальные уровни. Энергоснабжающие предприятия представляют регулирующим органам на экспер- тизу обоснованные предложения об установлении тарифов и их предельных значений. При этом расчетный период, на который устанавливаются тарифы, должен быть не менее одного года. Для регулирования тарифов могут применяться методы: 1) экономически обоснованных затрат; 2) индексации тарифов. Метод экономически обоснованных затрат предполагает расчет тарифов на основе размера необходимой валовой выруч- ки предприятия и планового объема производства продукции (услуг) в расчетном периоде регулирования. Для этого исполь- зуются нормативы по отдельным видам расходов и установлен- ные правилами бухгалтерского учета калькуляции, определяю- щие состав этих расходов. Важное положение: валовая прибыль в тарифе должна соот- ветствовать экономически обоснованному уровню доходности инвестированного капитала у регулируемых энергокомпаний, чтобы создать им условия для привлечения капиталовложений в развитие производства. Метод индексации тарифов рекомендуется использовать в условиях умеренной инфляции на основе прогнозируемых индексов потребительских цен. Индексации подлежат ранее утвержденные предельные уровни и фиксированные значения тарифов. Для стимулирования снижения издержек производства ре- гулирующие органы обязаны в течение определенного перио- да после окончания срока окупаемости капиталовложений в модернизацию сохранять для предприятия предшествовавший мероприятию расчетный уровень расходов в тарифе. Объекты регулирования. Помимо тарифов на услуги есте- ственных монополий (передача электроэнергии), регулирова- нию подлежат: • цены (тарифы) на электрическую энергию, поставляемую в отсутствие конкуренции; • предельные уровни цен (тарифы) на электрическую и те- пловую энергию на оптовом и розничном рынках, в том
РАЗДЕЛ 3 ГОСУДАРСТВЕННОЕ УПРАВЛЕНИЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКОЙ 203 1 За исключением теплоэнергии, произво- димой на ТЭЦ общего пользования. Здесь РЭК уполномочен устанавливать тариф тоже только в рамках предельных уровней, обозначенных ФСТ. числе в секторе свобо дной торговли электроэнергией и при поставках по двусторонним договорам купли-продажи; • предельные уровни тарифов на электрическую и тепло- вую энергию для населения (с учетом региональных осо- бенностей); • тарифы на тепловую энергию; • тарифы на услуги по обеспечению системной надежности (балансировку, резервы); • тарифы на услуги АТС; • тарифы на услуги СО и других органов оперативно-дис- петчерского управления; • плата за технологическое присоединение к электрическим сетям; • сбытовые надбавки гарантирующих поставщиков. Органы регулирования. Ценовое регулирование и кон- троль в энергетике страны осуществляют: на национальном уровне Федеральная служба по тарифам (ФСТ); на региональ- ном — органы исполнительной власти субъектов Федерации в области государственного регулирования тарифов (в некото- рых субъектах Федерации принято название «региональные энергетические комиссии» — РЭК). Одной из основных функций ФСТ, в частности, является нор- мативно-правовое и методическое обеспечение регулирования и контроля цен на энергетическую продукцию и услуги. Также ФСТ устанавливает тарифы для электростанций - поставщиков регулируемого оптового рынка (в системе РДД), предельные (максимальные и минимальные) уровни тарифов на электро- энергию и тепло на всех рынках (включая услуги по распреде- лению электроэнергии), тарифы на услуги по передаче электро- энергии по единой национальной электрической сети и тарифы на все другие инфраструктурные услуги, а также размер платы за технологическое присоединение к электросетям. Кроме этого ФСТ осуществляет контрольную и арбитражную функции. Организационная структура ФСТ определяется в соответ- ствии с Положением о Федеральной службе по тарифам. Фи- нансирование расходов на содержание ФСТ осуществляется за счет средств, предусмотренных в федеральном бюджете. Региональные регулирующие органы устанавливают эконо- мически обоснованные потребительские тарифы на электро- энергию (с учетом заявок энергокомпаний) в рамках установ- ленных ФСТ предельных уровней; это же касается и тарифов на услуги по передаче электрической энергии по региональным распределительным сетям. Кроме того, РЭК самостоятельно устанавливает тарифы на тепловую энергию1 и сбытовые над- бавки для гарантирующих поставщиков (ТП). В функции РЭК входит также контроль деятельности ГП по обеспечению на- дежного энергоснабжения населения. Организационная структура РЭК (рис. 12.1) определяет- ся органом исполнительной власти субъекта Федерации. Для
204 ЭН! РГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС Руководство РЭК Рис. 12.1. Структура региональной энергетической комиссии (вариант) определения основных направлений деятельности РЭК в обла- сти регулирования и принят ия соответствующих решений обра- зуется коллегиальный орган, в состав которого входят несколь- ко человек, в том числе руководитель. Финансирование РЭК осуществляется за счет средств, пре- дусматриваемых на эти цели в бюджете субъекта Российской Федерации. Расходы на содержание регулирующего органа про- изводятся за счет отчислений, предусмотренных в структуре цен (тарифов) на продукцию (услуги) организаций, осущест- вляющих регулируемые виды деятельности, в порядке, опреде- ленном субъектом Федерации. РОЗНИЧНЫЕ ТАРИФЫ НА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЮ И ТЕПЛО В соответствии с действующими основами ценообразова- ния регулирование тарифов на энергию на розничном рынке осуществляется Федеральной службой по тарифам и реги- ональными регулирующими органами путем установления предельных (максимальных и минимальных) уровней тарифов и фиксированных значений в рамках указанных пределов с учетом обоснованных предложений энергоснабжающих орга- низаций. Наряду с прейскурантными допускается применение договорных тарифов, которые определяются по соглашению продавца и покупателя исходя из установленных предельных уровней. Регулирование тарифов на электроэнергию на розничном рынке может осуществляться в двух случаях, а) в условиях ин- тегрированной энергокомпании с раздельным учетом по видам деятельности (например, для технологически изолированной
РАЗДЕЛ 3. ГОСУДАРСТВЕННОЕ УПРАВЛЕНИЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКОЙ 205 1 На схеме отмечено, что оплата потерь энергии (нормативных) в электросетях хотя и включается в суммар- ную плату за услуги по передаче, но не уча- ствует в формировании тарифной выручки сетевых организа- ций, а обеспечивает НВВ производителей электроэнергии. энергосистемы); б) при наличии энергосбытовой организации - гарантирующего поставщика, обслуживающего регулируемый сектор регионального розничного рынка. На рис. 12.2 приведена схема формирования системы тари- фов на электроэнергию на рынке, обслуживаемом региональной энергоснабжающей компанией (AO-энерго). Как следует из схе- мы, основой для расчета тарифов служат необходимая валовая выручка компании (НВВ), а также плановые балансы электро- энергии и мощности. Указанная НВВ определяется на базе эко- номически обоснованных (нормативных) расходов и прибыли раздельно по основным видам деятельности: генерация элек- троэнергии и передача ее по распределительным электросетям (включая сбыт электроэнергии). Таким образом, тарифы на электроэнергию, поставляемую потребителям, представляют собой сумму стоимостей: • единицы электрической энергии (мощности), отпущенной с шин электростанций-производителей; • услуг по передаче единицы электрической энергии (мощ- ности) и иных услуг, оказание которых связано с постав- кой энергии (сбытовая деятельность, оперативно-диспет- черское управление и др.). Поэтому в счетах на оплату энергии помимо суммарного плате- жа должны раздельно указываться стоимость отпущенной энер- гии и стоимость услуг по ее передаче и иных услуг, подлежащих оплате. На схеме также показан базовый принцип ценообразования в энергетике, состоящий в выделении в НВВ постоянных и переменных издержек. Первые связаны с содержанием генери- рующих мощностей и электрических сетей и обеспечением их постоянной готовности к несению нагрузки. Вторые - с произ- водством электроэнергии на станциях и компенсацией потерь электроэнергии при передаче. Такой подход требует примене- ния в качестве основы всей тарифной системы двухставочного тарифа, при котором потребитель будет отдельно оплачивать за- казанную (абонируемую) мощность и потребляемую энергию. При этом тарифы на услуги по передаче электроэнергии диф- ференцируются по уровням питающего напряжения1. Дифференциация тарифов по группам (категориям) потре- бителей электроэнергии отражает различия в стоимости про- изводства, передачи и сбыта энергии и должна осуществляться исходя из следующих критериев: • величины присоединенной (заявленной) мощности; • режима использования мощности (годовое число часов использования заявленной мощности); • категории надежности электроснабжения; • уровня напряжения электрической сети. Тарифы на электроэнергию, поставляемую потребителям, устанавливаются регулирующим органом в разрезе потребитель- ских групп одновременно в трех вариантах (тарифное меню):
206 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС Рис. 12.2. Схема формирования регулируемых тарифов на электроэнергию
РАЗДЕЛ 3. ГОСУДАРСТВЕННОЕ УПРАВЛЕНИЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКОЙ 207 1) одноставочный тариф, включающий только плату за еди- ницу потребленной электроэнергии; 2) двухставочный тариф, включающий месячную плату за единицу заявленной мощности потребителя (в часы максиму- ма нагрузки ОЭС) и плату за единицу потребленной электро- энергии; 3) зонный тариф, дифференцированный по зонам суток- трем (пиковая, полупиковая, ночная) или двум (дневная, ноч- ная); он может строиться как на одноставочном, так и на двух- ставочном принципе. Одноставочный тариф рассчитывается на основе двух- ставочного исходя из ставок за электроэнергию и мощность и дифференцируется по группам потребителей в зависимости от среднегодового числа часов использования расчетной мощно- сти, потребляемой в часы совмещенного максимума ОЭС. Дифференцированный по зонам суток тариф на электро- энергию определяется на основе средней цены электроэнергии, отпускаемой производителями (одноставочный тариф покупки), и одинаковых для всех зон тарифа на передачу электроэнергии и платы за прочие услуги (см. рис. 12.2). При этом тариф в ноч- ной зоне устанавливается на минимальном уровне, обеспечива- ющем электростанциям возмещение только переменных затрат на производство электроэнергии в этой зоне графика нагрузки (затраты на топливо). Потребители самостоятельно выбирают для проведения рас- четов за электроэнергию один из указанных в меню вариантов тарифа, предварительно уведомив об этом энергоснабжающую организацию. Введение тарифного меню, несомненно, является прогрес- сивным шагом в направлении либерализации ценового регули- рования на розничных рынках электроэнергии. В то же время у потребителей возникает проблема обоснования рациональ- ного для конкретных условий применения варианта (модели) тарифа. На рис. 12.3 показано формирование потребительских тарифов на электроэнергию на рынке с гарантирующим поставщиком. Послед- ний имеет пакет регулируемых двусторонних договоров (РДД) с не- сколькими прикрепленными к нему «генераторами»-поставщиками на оптовом рынке (см. главу 7). ФСТ дает поставщикам формулу рас- чета двухставочного тарифа, а также регулирует тарифы на передачу электроэнергии и другие инфряструк!урные услуги. РЭК устанавли- вает сбытовую надбавку ГП и конечные тарифы по группам потре- бителей; при этом ФСТ, как показано на схеме, вводит пределы та- рифов для населения. Дифференциация тарифов осуществляется по тем же принципам, что и в описанном выше варианте с интегрирован- ной энергоснабжающей организацией. Потребители имеют договоры энергоснабжения с ГП.
208 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС Структура розничного тарифа Рис. 12.3. Ценообразование в регулируемом секторе розничного рынка: ---------->. регулирующее воздействие ---------->. ценополучение договорные отношения На рисунке приведен вариант структуры среднего по регулируе- мому сектору расчетного тарифа на электроэнергию с укрупненной экспертной оценкой долей отдельных составляющих. Заметим, что стоимость генерации здесь определяется как средневзвешенная вели- чина из тарифов пакета РДД. Некоторые тарифы на услуги (передача по распределительным сетям) и сбытовая надбавка дифференцируют- ся по группам (категориям) потребителей. При дифференциации региональных тарифов на передачу элек- троэнергии по уровням напряжения важно «очистить» их от объемов перекрестного субсидирования. В этой части предлагается введение целевых неналоговых отчислений для всех потребителей электро-
РАЗДЕЛ 3. ГОСУДАРСТВЕННОЕ УПРАВЛЕНИЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКОЙ 209 энергии (кроме населения, сельскохозяйственных товаропроизводи- телей, государственных и муниципальных учреждений). Такой меха- низм призван, по замыслу разработчиков, обеспечить поддержание тарифов для населения ниже экономически обоснованного уровня (причем в пределах установленных для граждан социальных норм электропотребления). Указанные целевые отчисления не включают- ся в состав экономически обоснованных тарифов и вносятся потре- бителями одновременно с оплатой электрической энергии продавцам на розничных рынках или АТС на оптовом рынке. Таким образом, производится компенсация выпадающих доходов продавцов элек- троэнергии. * * * Формирование тарифов на пар и горячую воду в системах централизованною теплоснабжения основано на общих прин- ципах ценообразования на элекзрическую энергию и тепло, ко- торые реализуются на регулируемых розничных рынках. Так, по аналогии с электроснабжением раздельно определяются та- рифы на тепло, генерируемое теплоисточниками, и стоимость услуг по передаче теплоэнергии (включая сбытовые надбавки). При этом потребитель также должен оплачивать экономически обоснованные затраты по эксплуатации региональных теплосе- тей и технологические потери теплоносителя, рассчитываемые по соответствующим нормативам. Основой для расчета тарифов служит необходимая валовая выручка производителей и сетевых организаций. Так же как и для электроэнергии, исходным является двухставочный тариф с раздельным учетом расчетной (присоединенной) тепловой мощности абонентских (теплоиспользующих) установок и по- требленной за расчетный период тепловой энергии в виде пара и (или) горячей ьоды Вместе с тем ценообразование на теплоэнергию по действу- ющей методике имеет ряд отличий, обусловленных в том числе и технологическими особенностями централизованного тепло- снабжения: 1. Тарифы на тепло могут быть как едиными для всех по- требителей крупной энергоснабжающей организации, так и диф- ференцированными по отдельным локальным системам - уз- лам теплоснабжения. Целесообразнее представляется второй вариант, построенный на принципе «привязки» потребителей к определенным теплоисточникам с различной стоимостью ге- нерирования; в этом случае исключается перекрестное субси- дирование между теплоисточниками, искажающее их реальную эффективность. 2. Предварительно рассчитанные двухставочные тарифы преобразуются в одноставочные для всех потребителей. Это вызвано главным образом нерешенными проблемами учета и контроля мощностной составляющей в многоставочных тари- фах на тепло.
210 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС 3. Тарифные группы потребителей тепловой энергии отли- чаются от группировки потребителей электроэнергии. Причем, как показывает опыт, тарифные группы могут периодически пересматриваться. Например, в соответствии с Методическими указаниями 2002 г. было выделено лишь две группы потребите- лей тепловой энергии: а) бюджетные; б) прочие потребители. 4. Тарифы на тепловую энергию устанавливаются раздельно по следующим видам теплоносителей: - горячая вода; - отборный пар давлением от 1,2 до 2,5 кг/см2 от 2,5 до 7,0 кг/см2 от 7,0 до 13,0 кг/см2 более 13,0 кг/см2; - острый и редуцированный пар. Указанная дифференциация осуществляется в части платы за теплоэнергию в базовом двухставочном тарифе в соответствии с энергетической ценностью отпускаемого тепла. Для этой цели применяются безразмерные коэффициенты, рассчитанные на основе эксергетического метода разделения затрат по видам от- пускаемой энергии. 5. Тарифы на тепловую энергию, вырабатываемые ТЭЦ, кото- рые поставляют электроэнергию на оптовый рынок, находятся в ведении федерального органа ценового регулирования; это же относится и к плате за услуги по передаче тепла региональным сетям. Тарифы на энергию, генерируемую прочими централи- зованными теплоисточниками, регулируются на региональном уровне. Дальнейшее совершенствование ценообразования на те- пловую энергию целесообразно осуществлять по следующим основным направлениям. Во-первых, для начала, по крайней мере для промышленных предприятий, ввести тарифное меню, включающее как одно- ставочный, гак и двухставочный тариф на тепловую энергию. Это позволит, с одной стороны, повысить уровень использо- вания тепловых мощностей на предприятиях и снизить у них издержки теплоснабжения, а с другой - улучшить финансовое состояние теплоснабжающих организаций, прежде всего тепло- источников. В табл. 12.1 приведен расширенный набор возможных ста- вок - «меню», из которого можно сформировать наиболее под- ходяший для данного потребителя вариант многоставочного тарифа на тепло. Конечно, речь идет только о покупателях, оснащаемых соответствующими теплосчетчиками. Во-вторых, дифференцировать тарифы (одноставочные) в зависимости от числа часов использования максимума тепло- вой нагрузки (базовый, пиковый тарифы) и требований, предъ- являемых к качеству и надежности теплоснабжения.
РАЗДЕЛ 3 ГОСУДАРСТВЕННОЕ УПРАВЛЕНИЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКОЙ 211 СТРУКТУРА ТАРИФНЫХ СТАВОК ДЛЯ ОПЛАТЫ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ Производство тепла Плата за заказанную мощность, руб./(Гкал/ч) Плата за тепло для отопления, руб./Гкал Плата за теплоноситель, руб./ м3 гор. воды, руб./т пара Передача тепла Плата за мощность по передаче, руб./(Гкал/ч) Плата за передаваемое тепло, руб./Гкал Плата за подключение, руб./подключение Сбыттепла Плата за обслуживание, руб./потребитель Таблица 12.1 В-третьих, расширить применение договорных тарифов, в том числе стимулирующих рациональное теплоиспользование (снижение температуры обратной сетевой воды, возврат тепло- носителя и др.). В-четвертых, более обоснованно подходить к формирова- нию тарифных групп потребителей, учитывая различия в видах и параметрах теплоносителя, режимных характеристиках, тре- бованиях к надежности и качеству теплоснабжения, которые в совокупности обусловливают объективную дифференциацию стоимости обслуживания разных потребителей. Следует особо подчеркнуть, что важнейшими условиями со- вершенствования ценообразования в теплоснабжении являются создание современной учетно-измерительной базы, охватываю- щей все группы и категории потребителей, а также полное пре- кращение перекрестного субсидирования.
212 ГЛАВА 13 ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ПОЛИТИКА РЕГИОНА ПРИНЦИПЫ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ ПОЛИТИКИ Рис. 13.1. Схема согласования интересов в процессе формирования и реализации энергетической политики Энергетическая политика региона включает систему мер го- сударственного регулирования, направленных на полное беспе- ребойное и качественное обеспечение потребностей народного хозяйства и населения субъекта Федерации в энергоносителях при общественно приемлемых ценах и тарифах. Она осущест- вляется органами власти и управления региона по отношению ко всем производи гелям, поставщикам и потребителям энерго- ресурсов, находящимся на данной территории. Энергетическая политика призвана выражать долгосрочные общественные ин- тересы, которые рыночные механизмы учесть и реализовать не могут. В то же время она выступает в качестве универсального инструмента разрешения противоречий между региональными интересами и текущими коммерческими интересами отдельных производителей и потребителей топлива и энергии (рис. 13.1). Роль регионов России (республик, краев, областей) как цен- тров формирования энергетической политики обусловливается двумя факторами. С одной стороны, они обладают широкой эко- номической самостоятельностью, с другой - сильно различают- ся по природно-географическим, а следовательно, энергоэконо- мическим условиям.
РАЗДЕЛ 3. ГОСУДАРСТВЕННОЕ УПРАВЛЕНИЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКОЙ 213 1 Региональная энер- гетическая программа разрабатывается и формируется на основе метода интегриро- ванного планирования ресурсов (см. ниже) Рис. 13.2. Схема формирования энергетической политики региона Следует подчеркнуть, что региональная энергетическая по- литика должна формироваться с учетом базовых положений национальной энергетической стратегии, вероятного развития энергоэкономической ситуации в регионе и возможных измене- ний во внешней экономической среде. На этой основе устанав- ливаются цели, приоритеты политики, а также определяются адекватные средства и методы ее осуществления. Энергетическая политика формулируется в виде целей и при- оритетов (основных направлений), которые в свою очередь служат средствами достижения определенных целей. При этом выделяются отраслевой и территориальный аспекты энергети- ческой политики региона (рис. 13.2). В качестве инструментов реализации политики разрабатываются региональные энергети- ческие программы, в которых определяются конкретные объек- ты инвестирования, ресурсы, этапы, сроки, исполнители1. Не- отъемлемым элементом программы должен быть специальный мотивационный механизм, включающий различные админи- стративно-правовые и экономические методы стимулирования (на рис. 13.2 он обозначен как система управления реализацией энергопрограммы).
214 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС Для реального осуществления региональной политики требу- ется, чтобы ее цели нашли отражение в инвестиционных проектах предприятий - производителей и потребителей энергоресурсов. Следовательно, мотивационный механизм должен функцио- нировать таким образом, чтобы энергокомпании и промышлен- ные предприятия разрабатывали свои планы развития исходя из основных положений энергетической политики и принимали участие в региональных энергопрограммах. Как следует из приведенного выше определения, главная задача энергетической политики состоит в обеспечении соци- ально-экономического развития региона на основе надежного энергоснабжения при минимальном расходе ресурсов и воздей- ствии на окружающую среду в условиях меняющихся внешних факторов: экономических, политических, социальных, техни- ческих, экологических, культурно-образовательных. При этом конкретные приоритеты, цели и средства их достижения будут дифференцироваться по регионам в зависимости от их энерго- экономических характеристик (табл. 13.1). ФАКТОРЫ РЕГИОНАЛЬНОЙ ДИФФЕРЕНЦИАЦИИ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ ПОЛИТИКИ Базовые условия формирования энергетической политики Энергоэкономические характеристики региона Природно-сырьевые особенности Обеспеченность ресурсами котельно-печного топлива Потенциал возобновляемых источников энергии Климатические условия Структура производительных сил Энергоемкость продукции Уровень электрификации территории Структура топливно-энергетического баланса Удельный вес промышленности в электропотреблении Система энергоснабжения Структура генерирующих мощностей Топливный баланс энергогенерирующих установок Резервы мощностей в генерации и транспорте энергоносителей Износ основных фондов в системах электро- и теплоснабжения Энергопотребляющий комплекс Обеспеченность населения электроэнергией, теплом и природным газом Резервы энергосбережения и повышения энергоэффективности в экономике региона Резервы повышения уровня электрификации и газификации Соотношение цен на взаимозаменяемые энергоносители Таблица 13.1 В общем случае примерный набор возможных целей регио- нальной энергетической политики включает: - • повышение уровня энергетической независимости региона; • надежное обеспечение потребностей коммунального хо- зяйства и населения высококачественными энергоносите- лями (электроэнергией, теплом, газом); • энергосбережение во всех секторах народного хозяйства; • поддержание взаимоприемлемых для поставщиков и по- требителей тарифов и цен на энергоносители (особое вни- мание - населению и малому бизнесу);
РАЗДЕЛ 3 ГОСУДАРСТВЕННОЕ УПРАВЛЕНИЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКОЙ 215 • соблюдение экологических норм энергетическими пред- приятиями и повышение качества природной среды. Для того чтобы иметь возможность обоснованно устанавли- вать цели и приоритеты энергетической политики, требуется осуществлять мониторинг макросреды, оценку энергоэконо- мического потенциала региона, регулярное прогнозирование спроса на топливо и энергию в различных секторах народного хозяйства региона. Мониторинг макросреды предполагает не- прерывное наблюдение за отдельными элементами внешней среды, которые органы управления региона контролировать не могут. При этом особое внимание рекомендуется обращать на три компонента изменения макросреды: в структуре собствен- ности; в налоговой, амортизационной и кредитной системах; в механизме федерального управления энергетическим ком- плексом. Комплексная оценка энергоэкономического потенциала ре- гиона включает набор следующих характеристик: • обеспеченность топливно-энергетическими ресурсами; • состояние энергохозяйства региона; • демографическая ситуация; • занятость населения; • экологическая обстановка; • инвестиционные возможности, в том числе в части при- влечения иностранного капитала. В совокупности с мониторингом указанная оценка позволит выявить текущие проблемы энергетического комплекса регио- на, а из комплексного прогноза энергопотребления будет виден процесс развития этих проблем в обозримой перспективе. По- следнее дает возможность выйти на действительно важные во- просы, имеющие стратегическое значение для данного региона, решение которых требует упреждающего управления. Энергетическая политика может быть долгосрочной, рас- считанной на десятки лет, и краткосрочной, направленной на решение тактических задач. Соответственно различаются по протяженности периоды, на которые разрабатывается политика, и реализующие ее энергопрограммы, различны уровень агре- гированное™ целей и стимулирующий инструментарий. В то же время надо иметь в виду, что стратегический и тактический аспекты энергетической политики находятся в иерархической связи: второй следует рассматривать как средство осуществле- ния первого. В сфере управления энергетикой долгосрочная политика, ориентарованная на глубинные стратегические изменения, имеет первостепенное значение, если учитывать объективно высокую инерционность энергетического комплекса. Поэто- му при формировании региональной энергетической политики рекомендуется рассматривать временные горизонты не менее 15-20 лет с разбивкой их на отдельные этапы.
216 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС АНТИКРИЗИСНАЯ ФОРМА ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ ПОЛИТИКИ Антикризисная энергетическая политика включает курс дей- ствия органов управления регионом и систему мер по предот- вращению и локализации негативных явлений в энергетическом комплексе (ЭК), выработанных на основе анализа факторов и форм энергетического кризиса. Понятие «энергетический кризис» отражает такое по- ложение в ЭК региона, при котором последний не в состоя- нии удовлетворить спрос хотя бы на один из энергоресурсов за счет внутренних и внешних источников в условиях сложив- шихся темпов экономического роста, численности населения, структуры энергопотребления, эффективности производства и транспорта, использования энергоресурсов, резервных и инве- стиционных возможностей. Сочетание перечисленных факторов и условий, с одной сто- роны, определяет глубину и продолжительность кризисного состояния, а с другой — показывает возможные пути выхода из него. В частности таковы поиск новых инвестиционных воз- можностей и источников энергоснабжения, изменения в струк- туре энергобаланса региона, повышение надежности и эффек- тивности энергоснабжения потребителей. Необходимо отметить, что ЭК как часть экономики региона функционирует в определенной макроэкономической среде, пара- метры которой подвержены периодическим изменениям. В числе ключевых параметров следует назвать действующую систему федерального управления энергетикой, структуру собственности, отраслевые сдвиги в экономике и темпы инфляции. В совокуп- ности с внутрирегиональными резервами стабилизации энерго- хозяйства они формируют основу антикризисного курса, который должен быть выработан региональными властями. Известно, что энергетика обладает таким специфическим свойством, как высокая экономическая инерционность. Она про- является, например, в значительном временном лаге с момента изменения внешних условий развития до адекватной реакции на эти изменения непосредственно в ЭК. Также медленно происхо- дит накапливание кризисных явлений. Следовательно, объек- тивно существует необходимость их предвидения, выявления и упреждающей нейтрализации. Но для этого необходимо знать симптомы приближающегося кризиса или его факторы, а также иметь механизм управления, должным образом сориентирован- ный на опережающие решения, которые блокируют развитие нежелательных тенденций. Если такие действия своевременно не предпринимаются, то кризис возрастает. Конкретно это вы- ражается в росте количества наименований ресурсов, зачисляе- мых в категорию дефицитных, и потребителей, подвергаемых ограничениям по их использованию. В итоге снижаются темпы экономического роста, так как производственные потребители не успевают оперативно перестроить структуру энергопотребления.
РАЗДЕЛ 3. ГОСУДАРСТВЕННОЕ УПРАВЛЕНИЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКОЙ 217 Далее возможна остановка некоторых предприятий, что по- влечет тяжелые социальные последствия. Постепенно в круг ограничиваемых потребителей включаются жилищный сек- тор, население. Когда энергетический кризис обостряется на фоне общей экономический и политической нестабильности, социальный взрыв становится наиболее вероятным. Другая сторона отмеченного свойства инерционности за- ключается в том, что, чем глубже энергетический кризис и разнообразнее формы, которые он принимает в данном регио- не, тем объективно длительнее срок, в течение которого энер- гетику можно стабилизировать. В таких случаях приходится кардинально трансформировать структуру энергоносителей, применяемых в различных секторах народного хозяйства, где возможна их взаимозамена. Но при этом надо иметь в виду не- гативные социальные результаты такой политики. Например, возможно сокращение добычи топлива или даже прекращение эксплуатации отдельных шахт, карьеров и других предприятий топливной промышленности как з регионе, так и за его предела- ми. В некоторых ситуациях могут потребоваться компенсации повышенных издержек, связанных с оплатой дополнительных поставок топлива и энергии из. (ругих регионов. Тогда админи- страция региона будет вынуждена сократить финансирование отдельных социальных программ. Резкое снижение спроса на электроэнергию или возможностей ее производства может при- вести к распаду высококва шфицированного коллектива реги- онального энергообъединения, а его восстановление потребует немало времени и средств. Энергетический кризис имеет различные формы проявле- ния, вызванные соответствующими факторами. Среди них вы- деляются эндогенные (внутренние для отрасли) и экзогенные (внешние). Их анализ необходим в целях предупреждения и ло- кализации неблагоприятных явлений в энергохозяйстве регио- на. Рассмотрим этот вопрос подробнее. Эндогенные факторы Износ основных производственных фондов. Нарастающий физический износ производственного аппарата электроэнерге- тики является фактором воспроизводственной формы энерге- тического кризиса (уровень износа можно определить по доле основного оборудования, полностью выработавшего свой ре- сурс). Анализ показывает, что практически во всех регионах России износ основных фондов в электроэнерге гике значитель- но превысил критическую величину. Повышенный износ тре- бует отвлечения значительных средств на проведение плановых и аварийных ремонтов, ограничивает возможность финансиро- вания вводов новых мощностей, ведет к резкому нарастанию расходов топлива, ухудшению качества природной среды. Од- нако главное состоит в том, что повышенный износ и низкий коэффициент выбытия в электроэнергетике со временем могут вызвать необходимость регламентировать потребление энергии
218 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИМ БИЗНЕС и мощности и тормозят процессы электрификации и энерго- сбережения (через замену электроэнергией дефицитных видов органического топлива). Отсутствие координации в развитии энергосистемы. Ры- ночные преобразования и реструктуризация электроэнергетики приводят к сосредоточению функций производства, передачи и распределения электроэнергии в разных энергокомпаниях. При этом качество их менеджмента и инвестиционные возможности могут существенно различаться. Если взаимодействие между этими организациями не налажено должным образом, то может возникнуть потеря управляемости в развитии энергосистем как единых технологических комплексов. Так, вводы мощностей на электростанциях и сооружение новых электрических сетей будут осуществляться рассогласованно. Например, уже сейчас во многих регионах пропускная способность городских распре- делительных сетей препятствует дальнейшему росту электри- ческих нагрузок. В результате под угрозой оказывается обеспе- чение спроса на энергию и мощность у новых потребителей с соответствующими негативными последствиями для экономи- ческого и социального развития региона. Эту форму кризиса назовем дезинтеграционной; она порождается неэффективными решениями в области реформирования отрасли. Нерациональная структура энергобаланса. Структуру реги- онального энергобаланса надо оценивать в двух аспектах. Во- первых, с точки зрения ее соответствия обеспеченности региона отдельными энергоресурсами, т.е. через соотношение производ- ства данного энергоносителя на территории региона и потреб- ности в нем народного хозяйства. Во-вторых, в качественном аспекте, в частности через анализ уровня электрификации про- изводственного сектора и бытовой сферы. Важно, что эти оцен- ки находятся во взаимосвязи. Так, чем меньше обеспеченность структуры баланса собственными качественными источниками топливоснабжения (например, природным газом), тем выше должен быть уровень электрификации, т.е. доля электроэнергии в структуре энергопотребления региона (конечно, при прочих равных условиях). Электроэнергия ведь может вырабатываться на других первичных энергоресурсах, включая НВИЭ и ядерное топливо, причем на территории данного региона. Нерациональная структура энергобаланса ршиона провоци- рует так называемую структурную форму кризиса в энергетиче- ском комплексе. Она ведет к периодическим сбоям в надежно- сти и качественных параметрах энергоснабжения, делает крайне неопределенными перспективы экономического развития и по- вышения уровня жизни населения. Неадекватная потребностям структура энергопотребления иногда консервирует значитель- ные резервы потенциальных рабочих мест, которые можно было бы создать за счет ввода новых электроэнергетических мощно- стей и реализации местного энергопотенциала.
РАЗДЕЛ 3. ГОСУДАРСТВЕННОЕ УПРАВЛЕНИЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКОЙ 219 1 Массовые неплатежи в отдельных группах потребителей могут быть следствием как выхода цен на энер- гоносители за при- емлемые границы, так и кризисных явлений в финансовой системе государства. Загрязнение природной среды. Экологический аспект энер- гетического кризиса можно оценить с помощью набора пока- зателей: по вкладу электроэнергетики в сверхнормативное за- грязнение по отдельным ингредиент ам загрязняющих веществ и элементам природной среды; уровню и динамике выбросов ТЭС, котельных и потребительских установок, использующих органи- ческое топливо, в расчете на единицу площади территории реги- она; наличию площадок для новых электростанций (в мегаваттах установленной мощности ТЭС, ГЭС, АЭС); результатам социо- логических опросов, выявляющих отношение населения региона к размещению новых АЭС и ТЭС на твердом топливе; статистике аварийных ситуаций в энергетике с нанесением ущерба населе- нию и природной среде. В итоге экспертно определяются харак- тер и глубина экологической формы кризиса. Необходимо отметить, что сокращения воздействия энер- гетических объектов на окружающую среду удается добиться, как правило, со значительными затратами средств. Часто, чтобы уложиться в экологические нормативы, приходится переводить оборудование на более дефицитные и дорогие виды топлива, закупаемые в других регионах. В некоторых случаях уровень фонового загрязнения вблизи населенных пунктов не позволяет вообще сооружать там новые ТЭС, что создает большие трудно- сти с выбором площадок и обеспечением строительства рабочей силой. В то же время надо признать тот факт, что установлен- ные достаточно жесткие природоохранные нормативы не всег- да имеют технологическое обеспечение, т.е. не выполняются в связи с отсутствием отечественного экологически чистого обо- рудования. Такое положение еще более усугубляет кризисные явления в природной среде. Негативное отношение местных властей и населения к раз- витию энергетики может серьезно углубить энергетический кризис, блокируя процесс электрификации и экономического роста. Иногда это объясняется господствующими в обществе предубеждениями или политическими факторами, но часто и объективной ситуацией, связанной с состоянием природной среды в регионе. Большое значение поэтому имеет анализ ис- тинных причин социальной неприемлемости энергетических объектов некоторых типов, чтобы на этой основе выработать программу антикризисных действий в экологической и соци- альной сферах. Экзогенные факторы Неплатеж и потребителей за поставленные энергоносите- ли. Ухудшение платежной дисциплины вызывает острый дефи- цит оборотных средств энергокомпаний и проблемы с оплатой поставок топлива, проведением ремонтов энергооборудования, выплатами заработной платы. Подобная финансовая форма кри- зиса в конечном счете оказывает сильнейшее тормозящее дей- ствие на инвестиционные процессы в электроэнергетике и, в частности, резко снижает привлекательность отрасли для внеш- них инвесторов1.
220 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС Инфляционные процессы. Инфляция порождает инвестици- онную форму кризиса в электроэнергетике - отрасли, которая отличается значительной капиталоемкостью и длительными сроками окупаемости инвестиций. Так, при регулируемых та- рифах на электроэнергию рост цен на топливо и материально- технические ресурсы, вынужденное повышение заработной платы персонала энергокомпаний существенно снижают соб- ственные инвестиционные возможности региональной электро- энергетики. При этом накопленные амортизационные фонды не в состоянии покрыть рост цен на инвестиционные ресурсы, централизованные капиталовложения практически исключены, а частный капитал в условиях прогрессирующей инфляции в электроэнергетику направляться не будет. Попытки решить проблему инвестиций путем повышения тарифов с учетом инфляционных ожиданий способны вызвать прямо противоположный результат. Во-первых, это еще один стимул ускорения инфляции. Во-вторых, повысившиеся в ре- зультате роста тарифов цены на материально-технические ре- сурсы с определенным лагом вернутся в электроэнергетику, вновь увеличивая ее производственные издержки. Таким об- разом, электроэнергетика внесет свой вклад в раскручивание инфляционной спирали и сама пострадает от этого. В-третьих, некоторые электроемкие предприятия, спрос на продукцию ко- торых сильно зависит от цен, вследствие резкого повышения энергетических издержек должны будут пойти на сокращение объемов производства. Структурные сдвиги в экономике. Общий спад производства и его структурно-отраслевые формы являются сильнодейству- ющими экзогенными факторами инвестиционного и финан- сового кризисов в региональном ЭК. Инвестиционный кризис углубляется в результате сокращения производства в отраслях инвестиционного комплекса (машиностроении, промышленно- сти стройматериалов, строительстве), а также из-за децентра- лизации материально-технического снабжения и промедления с формированием новых, рыночных структур в этой сфере. Структурная перестройка народного хозяйства в направлении снижения доли энергоемких производств, вероятно, вызовет от- носительное уменьшение спроса на энергетические ресурсы, в частности электроэнергию. Изменятся также режимы электро- потребления, конфигурация суточного и сезонного графиков электрической нагрузки региона. Если все это будет сопро- вождаться гиперинфляцией и общим долговременным спадом промышленного производства в стране и регионе, то возникнут проблемы с формированием оборотных средств энергокомпа- ний. Иначе говоря, электроэнергетика войдет в полосу финан- сового кризиса, если, конечно, не будут приняты соответствую- щие упреждающие меры. Уровни инвестиционного и финансового кризисов в энерге- тике региона можно оценить количественно. Наличие и глубину
РАЗДЕЛ 3. ГОСУДАРСТВЕННОЕ УПРАВЛЕНИЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКОЙ 221 ФАКТОРЫ И ФОРМЫ КРИЗИСНЫХ ЯВЛЕНИЙ В ТЭК РЕГИОНА Эндогенный фактор Форма кризиса Экзогенный фактор Форма кризиса Повышенный износ фондов Воспроизводственная Неплатежи Финансовая Отсутствие координации в развитии энергосистем Дезинтеграционная Инфляция Инвестиционная Нерациональная структура энерго- потребления Структурная Структурные сдвиги в народном хозяйстве; спад производства в промышленности Инвестиционная, финансовая Загрязнение природной среды Экологическая Таблица 13.2 инвестиционного кризиса предлагается определять при помо- щи соотношения между реально возможными и необходимыми объемами капиталовложений для обеспечения простого и рас- ширенного воспроизводства фондов. Финансовый кризис уста- навливается исходя из дефицита оборотных средств энергоком- пании и наличия источников его финансирования. В табл. 13.2 приведены рассмотренные выше факторы и формы региональ- ного энергетического кризиса. Как уже указывалось, факторы формирования отдельных разновидностей кризисных явлений в энергетике региона вы- делены и сформулированы таким образом, что появляется воз- можность определить в первом приближении факт и уровень кризиса, чтобы установить цели, приоритеты и средства осу- ществления антикризисной политики. При этом следует иметь в виду, что наибольшая опасность заключается в совместном действии всех факторов и соответствующих им форм кризиса. В этом случае можно говорить о тотальном кризисе ЭК. При наличии всех приведенных в табл. 13.2 факторов получается синергический эффект, который резко усиливает общий кризис, придавая ему долговременную, по существу катастрофическую, форму. Если же налицо лишь некоторые из названных факторов, то это свидетельс гвует либо о предкризисной ситуации, либо о локальном кризисе. РЕАЛИЗАЦИЯ РЕГИОНАЛЬНОЙ ПОЛИТИКИ В СФЕРЕ ЭЛ ЕКТРОЭН ЕРГЕТИ КИ Учитывая важные общественные функции, возлагаемые на региональную электроэнергетику, формирование ее новой вы- сокоэффективной структуры должно стать ключевым направле- нием энергетической политики субъектов Федерации. В рамках данного направления могут рассматриваться следующие при- оритеты.
222 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС • осуществление высокоэффективной теплофикации насе- ленных пунктов прежде всего на основе внедрения газо- турбинных и парогазовых установок; • реализация местного энергопотенциала посредством раз- вития установок, использующих нетрадиционные возоб- новляемые источники энергии (малые ГЭС, ветроэнерге- тика, биоэнергетика и др.); • координация развития отдельных объектов региональной электроэнергетики, находящихся в ведении разных соб- ственников (генерирующие установки, энерготранспорт- ная система) в соответствии с ростом нагр> юк потребите- лей региона; • привлечение энергетических компаний к деятельности по повышению энергоэффективности в потребительском секторе региона; • формирование и поддержание конкурентной среды в реги- ональной электроэнергетике. Важно, что приведенная система приоритетов может также составить универсальную основу электроэнергетической поли- тики в любом регионе. Средства реализации указанных приоритетов, разрабатываемые в рамках энергетической программы, будут включать организаци- онно-техническую концепцию региональной электроэнергетики, адекватные ей методы стимулирования и механизм отбора инве- сторов - потенциальных собственников энергообъектов. Организационно-техническая концепция обеспечивает про- цесс принятия решений информацией: • о формах, направлениях и мето, (ах реконструкции регио- нальных энергетических мощностей; • характеристиках новых генерирующих установок (элек- тростанций), включающих: — схемы размещения энергетических объектов; - типоразмеры установок; - виды первичных энергоресурсов, используемых для производства электроэнергии и тепла; - параметры энергетической и экологической эффектив- ности; - режимные характеристики (требования к маневренным качествам). Методы стимулирования (мотивационный механизм) на- правлены на поддержку внедрения указанной концепции и реализации таких приоритетов энергетической политики, как привлечение территориальной генерирующей компании (ТГК) к работе по повышению энергоэффективности в потреблении, созданию конкуренции в региональном контуре и направлению инвестиций в модернизируемую энергетику. Основные из них следующие. 1. Регламентация параметров новых и реконструируемых районных ТЭЦ: тип установки; единичная мощность; вид
РАЗДЕЛ 3. ГОСУДАРСТВЕННОЕ УПРАВЛЕНИЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКОЙ 223 первичного энергоресурса; коэффициент полезного использо- вания топлива; режим работы и др. Сооружение объектов с по- казателями, отклоняющимися от установленных параметров, следует запретить (с помощью лицензионных процедур). Осо- бое внимание надо уделять КПИ топлива и удельным капита- ловложениям. 2. Использование налоговых льют для инвестиций в уста- новки, отвечающие нормативным требованиям и приоритетам технической политики, например полная отмена налогов на прибыль и имущество на срок окупаемости капиталовложений. 3. Применение ускоренной амортизации для целей налого- обложения на новых, прогрессивных установках; списание ак- тивной части фондов линейно или ступенчато за короткий срок (несколько лет). Целевое использование повышенных аморти- зационных отчислений на реконструкцию и техническое пере- вооружение устаревших районных ТЭЦ. 4. Гарантии реализации продукции и получения приемле- мой прибыли на капитал для собственников экологически чи- стых установок НВИЭ. 5. Передача объектов в собственность инвестора, практиче- ски осуществившего реконструкцию и техперевооружение ТЭЦ в соответствии с требованиями и норма! ивами технической по- литики. Приватизация и смена собственника на других услови- ях должны быть исключены. 6. Распространение в региональной энергетике лизинговых схем инвестирования исходя из возможностей прежде всего оте- чественных производителей прогрессивного энергетического оборудования. Разработка стандартизированных методов госу- дарственного стимулирования энерголизинга. 7. Установление при регулировании тарифов только верх- них пределов цен генерации электрической и тепловой энергии исходя из оптимальных режимов работы ТЭЦ, необходимой рентабельности инвестируемого капитала и поддержания кон- курентоспособности электростанций ТГК на рынках электри- ческой энергии и тепла. В этих пределах распределение цен на электроэнергию и тепло должно решаться на уровне конкрет- ной ТЭЦ. 8. Контроль регулируемых энергосбытовых компаний (га- рантирующих поставщиков) в отношении структуры генерато- ров закупаемой электроэнергии; критерием при подобном кон- троле должен быть минимум средневзвешенной цены. 9. Специальная мотивация взаимодействия ТГК и потреби- телей электроэнергии и тепла в рамках «программ управления спросом» на основе метода распределения экономии от внедре- ния мер по повышению энергоэффективности. Также целесо- образно предусмотреть адресные налоговые льготы по инве- стициям, направляемым энергокомпанией в рационализацию энергохозяйства потребителей.
224 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БИЗНЕС Наконец, необходимо создать механизм конкурсного отбора инвесторов для модернизации электроэнергетики региона. Та- кой механизм включает: • порядок организации аукционов проектов по созданию новых и обновлению действующих региональных энерго- мощностей; • регламент заключения договора между победителем кон- курса и организацией, уполномоченной на проведение торгов, и контроль за соблюдением условий договора; • технико-экономические ориентиры (включая экологиче- ские) для всех участников аукционов, вытекающие из ор- ганизационно-технической концепции; • критерии оценки региональной привлекательности проекта; • инвестиционные гарантии и льготы для победителей аук циона (в том числе по тарифам). Понятно, что реализация указанных предложений нуждается в создании соответствующей правовой базы как на федераль- ном, так и на региональном уровнях. МЕТОД ИНТЕГРИРОВАННОГО ПЛАНИРОВАНИЯ РЕСУРСОВ 1 Под ресурсами пони- маются все возможные способы энергообе- спечения, доступные по условиям данного региона в природно- сырьевом, техниче- ском и экономическом аспекэ ах. Интегрированное планирование ресурсов (ИПР) рассматри- вается как высокоэффективный инструмент управления разви- тием региональной электроэнергетики. Система интегрированного планирования энергетических ресурсов1 представляет собой совокупность правовых и эко- номических механизмов, а также процедур, обеспечивающих минимизацию общественных затрат на энергетическое обслу- живание потребителей. Минимизация может быть достигнута как за счет повышения эффективности производства, передачи и распределения энергии, так и в не меньшей степени за счет повышения энергоэффективности в потребительском секторе. В связи с этим термин «интегрированное» отражает требование комплексного анализа и сопоставления на равноправной основе всех доступных вариантов решения проблемы энергоснабжения региона, обслуживаемого генерирующей энергокомпанией, с учетом всех видов ресурсов и эффектов от их применения. В частности, в основу системы ИПР положен комплексный подход к реализации возможности энергосбережения в обоих секторах народного хозяйства - в электроэнергетике и сферах конечного потребления энергии, где потенциал энергосбере- жения особенно высок. При этом затраты энергокомпании на энергосбережение у потребителей замещают значительно большие затраты в ее развитие (или обновление генерирующих мощн