Реформирование электроэнергетики России в контексте мировой энергетики

Министерство образования РФ

Южно-Уральский государственный университет

Кафедра «экономическая теория и мировая экономика»

Курсовая работа

По предмету экономика

На тему:

«реформирование электроэнергетики России в контексте мировой энергетики»

Выполнил: Косухин А. В.

ФМ – 326

Проверил: кандидат

 экономических наук

 Плетнёв Д. А.

Челябинск 2003

Аннотация

Косухин А. В.

Реформирование электроэнергетики России в контексте мировой энергетики.: курсовая работа.: Челябинск, ЮурГУ, ФМ, 2003. 50 стр.
Список литературы – 12 наименований.

В курсовой работе исследована актуальная на сегодняшний день проблема современной экономики – реформирование электроэнергетической отрасли.

В работе исследована ситуация, сложившиеся в российской энергетике, реформирование электроэнергетической отрасли, и проблемы связанные с этим. В теоретической части анализируются проводимые в других странах реформы энергетики и их результаты. На опыте чужих реформ, можно заранее предсказывать ошибки, которые мы можем получить, проводя свою реформу.

Особое внимание уделено причинам необходимости реформирования энергетики, основным направлениям реформирования, и проведен анализ проводимой в России реформы.

Содержание

Введение												3

1.	Мировая электроэнергетика	

1.1	Обзор мировой электроэнергетики						4

1.2	Долгосрочные перспективы мирового рынка Электроэнергии	6

1.3	Мировой опыт реформирования электроэнергетики			7

2	Электроэнергетика в России

2.1	Обзор электроэнергетической отрасли Российской Федерации	23

2.2	Структура РАО «ЕЭС России»						29

2.3	Причины необходимости реформирования				30

2.4	Основные направления рыночных реформ в электроэнергетике

России										34

2.5	Анализ реформирования энергетической отрасли Российской

Федерации										43

Заключение											48

Список литературы										50



Введение

Из всех отраслей хозяйственной деятельности человека энергетика оказывает самое большое влияние на нашу жизнь. Тепло и свет в домах, транспортные потоки и работа промышленности – все это требует затрат энергии. Наличие света и тепла в домах, детских садах, школах и больницах, вопрос не только социальный, он - самый, что ни на есть политический. Потребности в энергии продолжают постоянно расти. Наша цивилизация динамична. Любое развитие требует, прежде всего энергетических затрат и при существующих формах национальных экономик многих государств можно ожидать возникновения серьезных энергетических проблем. Просчеты в этой области имеют серьезные последствия.

Сложившиеся ситуация в Российской электроэнергетике говорит о необходимости реформирования всей отрасли. Если имеющаяся тенденция будет усиливаться, Россия в скором времени столкнется с энергетическим кризисом. А это нанесет отрасли почти непоправимый финансовый урон, и вообще может встать вопрос об утере энергобезопасности страны

В курсовой работе объектом исследования является энергетическая отрасль в целом, и в России в частности, монополистом в которой является РАО «ЕЭС России». Предмет исследования – реформа энергетики. Цель работы заключается в исследовании и анализе проводимых реформ в электроэнергетической отрасли. Для достижения поставленной цели рассматриваются проводимые реформы в мире и в России, исследуются статистические показатели, анализируются различные направления реформ и результаты реформирования. На протяжении всей работы нередко высказывается личное мнение по рассматриваемой проблеме.

В первой части курсовой работе рассматривается общая ситуация в мире (производство энергии, объемы мировой торговли, тарифы на топливо и электроэнергию), перспективы мирового рынка, и анализируется опыт реформ в различных странах мира (Германия, Англия, Аргентина, и т.д.).

Во второй части рассматривается общая ситуация энергетики в России, объясняются причины реформы, и анализируется проведенная ранее и проводимая в настоящее время реформы, а также основные направления реформы. Приводится статистическая информация и структура РАО «ЕЭС России»

При написании работы были использованы материалы периодической печати, статистическая информация и материалы глобальной сети Internet.

1. Мировая Электроэнергетика

1.1 Обзор мировой электроэнергетики

Общее мировое производство электроэнергии в 1996г. достигло 13700 ТВт•ч, из них 62% были выработаны на тепловых энергостанциях на органическом топливе, по 18% на АЭС и ГЭС, а остальные 2% на нетрадиционных возобновляемых источниках энергии. По сравнению с 1991 г. мировое производство электроэнергии увеличилось на 1566 ТВт•ч, или на 12,9 %.



Таблица 1.



Регион

Производство электроэнергии, ТВт • ч

Прирост, %



1996г.

1991 г.



Африка

389,2

332,2

17,2

Латинская Америка

656,1

510,5

28,5

Азия

999,2

726,6

37,5

Китай

1080,0

677,6

59,4

Страны Европы, не входящие в состав ОЭСР

210,3

207,6

1,3

Страны СНГ и Балтии

1261,2

1681,1

-25,0

Ближний Восток

346,1

237,1

46,0

Страны Северной Америки — члены ОЭСР

4411,0

3908,1

10,8

Страны Европы — члены ОЭСР

2915,5

2676,0

8,9

Тихоокеанские страны — члены ОЭСР

1451,5

1197,0

21,3

Всего в мире

13 720,1

12 153,8

12,9

Структура мирового и регионального производства электроэнергии



К числу крупнейших в мире производителей электроэнергии в 1997 г. относились США, Китай, Япония, Россия, Канада, Германия и Франция (табл. 1). В 1996 г. объем мировой торговли электроэнергией составил 348 ТВт•ч и был на 25 % больше по сравнению с 1991 г. Таким образом, имеет место существенное опережение темпов расширения международной торговли электроэнергией по сравнению с темпами роста ее производства. Крупнейшими экспортерами электроэнергии являются Франция (69 ТВт·ч в 1996 г.), Парагвай (40 ТВт•ч) и Канада (36 ТВт•ч), крупнейшими импортерами — США и Италия (по 37 ТВт•ч).

За последние годы в структуре мирового и регионального производства электроэнергии произошли определенные изменения. Анализируя статистические данные, приведенные в таблицах (табл. 1 и табл. 2), можно сделать ряд выводов, характеризующих развитие мировой энергетики, главные среди которых следующие:

в абсолютном значении прирост мирового производства электроэнергии на ТЭС в 3 раза больше, чем на АЭС и ГЭС;

увеличилось производство в мире электроэнергии, выработанной на базе НВИЭ;

четверть всего прироста мирового производства электроэнергии на ТЭС и свыше пятой части на ГЭС приходится на долю Китая;

доля стран-членов ОЭСР в мировом производстве электроэнергии в 1996 г. составила 64 % и практически осталась неизменной по сравнению с 1991 г.





Страна

Производство электроэнергии, ТВт • ч



общее

тепловыми электростанциями

атомными электростанциями

гидроэлектростанциями

солнечными, геотермальными, ветровыми и прочими электростанциями

Всего в мире

13720

8592,0

2415,6

2516,7

195,6

В том числе: США

3677,8

2518,7

720,8

353,1

85,2

Китай

1080,0

877,7

14,3

188,0

—

Япония

1012,1

601,2

304,6

81,0

25,3

Россия

847,2

577,4

109,0

160,8

—

Канада

570,7

118,1

93,0

356,1

3,5

Германия

555,3

361,5

161,6

22,2

10,0

Франция

513,1

43,1

401,2

65,7

3,1

Индия

435,1

367,5

8,4

59,0

0,2

Великобритания

347,9

243,5

95,0

3,5

5,9

Таблица. 2

Структура производства электроэнергии в мире и в крупнейших странах-производителях в 1996г.



Тарифы на топливо и электроэнергию традиционно являются источником многочисленных журналистских спекуляций, поэтому я счел небезынтересным выяснить ценовую политику в энергетических системах разных стран мира. Всего рассматривается 5 стран. Для удобства сравнения цены приведены в центах (США) за 1 КВт*ч и кратко описаны особенности системы ценообразования. Как видно из таблиц, цена на электроэнергию из рассматриваемых стран меньше всего на Украине.



США

Таблица 3

Сектор потребления

Цена

Сектор производства

Цена

Население

8.1

Генерация

4.2

Бизнес

7.6

Передача

0.6

Промышленность

4.7

Распределение

2

Транспорт

5.5





Тарифы на электроэнергию в США



Для американского рынка электроэнергии характерно наличие множества независимых производителей. Свои тарифы не только в каждом штате, но и у каждой фирмы.



Австралия

Таблица 4

Время суток

Население

Промышленность

Пиковые часы

6.74

5.16

Не пиковые часы

5.93

4.55

Ночь и выходные

2.46

1.9

Тарифы на электроэнергию в Австралии



Существует система абонентской платы для крупных потребителей, при этом тарифы несколько меньше.



Франция

Таблица 5

Время суток

Население

Промышленность

Абонемент

7.31

9.97

Пиковые часы

8.42

9.81

Не пиковые часы

4.79

4.79

Тарифы на электроэнергию во Франции



Действует интересная система сезонных скидок.



Латвия

Таблица 6

Время суток

Население

Установленная мощность

Часы пик

8.45

8.45

8.45

8.45

День

5.63

5.93

6.61

6.13

Ночь

3.94

4.15

4.63

4.29

Тарифы на электроэнергию в Латвии



Цены для потребителей имеющих ввода 6,10, 110 кВ существенно меньше. Существует доплата за cosj



Украина

Таблица 7

Сектор потребления

Цена

Сектор производства

Цена

Население

2.79

Генерация

1.94

Промышленность

0.4 - 35кВ

2.83

Передача

0.036



35 - 110кВ

2.36

Распределение

0.35

Тарифы на электроэнергию в Украине

1.2 Долгосрочные перспективы мирового рынка электроэнергии

В последние 50 лет электроэнергетика стала одной из важнейших и наиболее успешно развивающихся отраслей промышленности. За счет электроэнергии, например в США, удовлетворяется почти 40% общего спроса на энергию.

Еще 30 лет назад данный показатель был относительно невысок - 25%. Мировые мощности по выработке электроэнергии с 50-х годов возросли приблизительно в 50 раз и их среднегодовой прирост был почти вдвое выше роста мировой экономики, при этом себестоимость электроэнергии (без учета инфляции) с конца 40-х годов снизилась на 75%. В исследовании развития мировой электроэнергетики калифорнийского института "EPRI" сделан вывод о том, что электроэнергетическая система превратилась в "наиболее критическую инфраструктуру" мира. Электроэнергия является основой мирового благосостояния в широком смысле слова, в том числе любого промышленного и другого производства, а также во все большей степени коммуникационной системы.

Одним из основных факторов развития мирового энергохозяйства явится рост пока находящихся на низком уровне потребностей развивающихся стран. В настоящее время более половины мировых мощностей по выработке электроэнергии - около 3500 ГВт - приходится на Северную Америку и Европу. По оценке "EPRI", доля этих регионов в общемировых мощностях будет сокращаться по мере повышения удельного веса стран Юго-Восточной Азии и Южной Америки в мировом ВВП.

По прогнозу Министерства энергетики США; потребности отдельных регионов в электроэнергии в 1996 - 2020 гг. возрастут в следующем размере (%): Зап. Европа - 55, Сев. Америка - 39, Центр, и Южн. Америка - 186, Индустриальные страны Азии - 52, Прочие страны - Азии - 206, Ближн. и Средн. Восток - 114, Африка - 125, Бывш. СССР и Вост. Европа - 28.

Учитывая быстрый рост народонаселения Земли и потребностей в электроэнергии, ключевой в последующие годы станет проблема адекватного снабжения электроэнергией. "EPRI" исходит из того, что в ближайшие 50 лет ежегодно по меньшей мере 100 млн. человек дополнительно должны обеспечиваться электроэнергией, что вдвое больше, чем при существующих темпах роста. Это означает, что в длительной перспективе необычайно высокими будут шансы для бизнеса в электроэнергетике и строительстве электростанций.

В дальнейшем в широких масштабах будет налажено создание небольших систем производства электроэнергии, расположенных вблизи конечных потребителей. Уже сегодня существует емкий рынок для таких систем, работающих на дизельном топливе или природном газе. Интерес к ним растет не только в развивающихся странах, поскольку новые эффективные способы выработки электроэнергии вблизи мест потребления позволяют сокращать расходы на ее передачу и распределение, а потребителям - осуществлять контроль за энергоснабжением. К числу новейших разработок относятся ультра эффективные микро турбины мощностью менее 1 МВт и представляющие альтернативу сетям электропередач, например, для деревень. Также перспективен способ получения электроэнергии и тепла с использованием топливных элементов непосредственно из водорода (на базе природного газа) и кислорода почти без выделения вредных веществ в атмосферу.

1.3 Мировой опыт реформирования электроэнергетики

На протяжении последних пятнадцати лет в мировом сообществе ведется дискуссия о целесообразности и путях реструктурирования тех секторов национальной экономики, которые обладают в большей или меньшей степени признаками естественных монополий. При этом для сторонников так называемых «рыночных реформ» вопрос целесообразности представляется излишним. По мнению «рыночников», сохранение монополистических структур в том виде, в каком они существовали в послевоенное время в большинстве стран, то есть в виде вертикально интегрированных монополий с государственной или общественной формой собственности, ведет к неэффективному использованию финансовых средств и разбазариванию природных ресурсов, что в конечном счете сказывается и на ценах за предоставляемые «монополиями» услуги, и на снижении уровня самих услуг, и приводит к ущемлению прав потребителей. Чаще всего «рыночники» спорят лишь о путях и методах реформирования секторов экономики, обладающих признаками естественных монополий. Другая группа экономистов и политиков, защищающая идею усиления роли государства в управлении и регулировании национальной экономики, скептически относится к самой идее реструктурирования и реформирования естественных монополий, поскольку у этих специалистов вызывает сомнение именно целесообразность подобных перемен. Обе стороны приводят «весомые» аргументы в свою пользу, поскольку даже те страны, где реформирование «монополистических» секторов экономики прошло или проходит более или менее успешно, не могут похвастаться чрезмерными достижениями. Как правило, все это реформирование ведется методом «проб и ошибок», причем, как подтверждает практика, редко кому хочется учиться на ошибках других. Большинство реформаторов набивает свои собственные «шишки», а поскольку монополистические секторы экономики являются стратегически важными для страны в целом (это прежде всего энергетика, железнодорожный транспорт, телекоммуникации), то эти самые «шишки»появляются уже на лбу каждого ее жителя. В большинстве случаев, несмотря на весьма существенные различия в экономических предпосылках и макроэкономических условиях, стремление каждого государства, предпринимающего попытку реструктурировать отрасли, относимые к сфере естественных монополий, прежде всего продиктовано требованием повышения эффективности функционирования каждой составляющей всего экономического комплекса, а также защитой интересов потребителей, то есть промышленности и населения. Именно низкая эффективность и конкурентоспособность собственной промышленности заставила правительства большинства этих стран решиться на проведение серьезных реформ в сфере естественных монополий, к которым относится и сектор энергетики.

Остановимся на опыте тех стран, которые, как правило, чаще всего в качестве примера приводятся и сторонниками, и противниками «рыночных реформ», а именно Германии, Великобритании, Норвегии, Швеции, Аргентины и Новой Зеландии. Несколько слов будет сказано и о политике Европейского Союза в этой области.

Первые шаги на пути реформирования энергетического сектора были сделаны во второй половине 80-х годов. Следует отметить, что, за редким исключением, в большинстве стран мира электроэнергетика, находилась не только под контролем государства, но зачастую представляла собой вертикально структурированные государственные или общественные монополии.

Особого интереса заслуживает опыт реформ электроэнергетики Германии, что может быть объяснено несколькими факторами.

Прежде всего Германия - это крупнейший после России производитель электроэнергии в Европе. По сравнению с другими странами, по структуре экономика Германии наиболее близка к российской. Более половины электроэнергии в ФРГ производится на электростанциях, работающих на угле, и около 30% - на атомных электростанциях, что в перспективе весьма близко к оптимальному соотношению с точки зрения обеспечения топливными ресурсами электростанций России. К тому же в ходе реформ правительству Германии пришлось приспосабливать к рыночной экономике электроэнергетику бывшей ГДР, которая была создана по принципам советской энергетики.

Сегодня в Германии наряду со всемирно известными энергокомпаниями (RWE, Preisen, Elecktra, Steag) действуют около 950 электроснабжающих компаний и более 1500 блок станций на промышленных предприятиях со всей сложной гаммой отношений как с энергокомпаниями, так и с потребителями.

Следует отметить, что электрические сети связывают Германию с десятком стран Европы, что чрезвычайно ужесточает требования к конкуренции внутри страны и изначально нацеливает реформы на противозатратный принцип. А он именно, кстати, является одним из важнейших приоритетов для российских реформ. Необходимо также учесть, что у немецких энергетиков было почти 7 лет для практического изучения реформ в других странах, чем они эффективно воспользовались.

Фактически реформы в электроэнергетике Германии начаты в 1996 году. Что характерно для стартовых условий перед реформированием электроэнергетики в Германии? Во-первых, была полностью принята необходимая законодательная и нормативная база по электроэнергетике. Во-вторых, цены на различные виды топлива для электростанций взаимоувязаны и находятся на уровне мирового рынка. В-третьих, суммарный резерв мощности энергосистемы, полностью обеспеченный топливом, после объединения с ГДР составил около 30%. При этом необходимо учитывать и тот факт, что Германия имеет мощные электрические связи с европейскими государствами и в любой момент может получить до 50 млн. киловатт.

При реформе электроэнергетики не было никакой радикальной ломки. Все изменения проводились буквально трепетно с точки зрения сохранения хозяйственных связей или, как говорят немцы, - чрезвычайно чутко. В результате реформы ни одна из энергокомпаний не сменила свою организационную структуру. Если это была вертикально интегрированная энергокомпания, то она таковой и осталась. Если это была распределительная компания, то она не превратилась в вертикально интегрированную. Требование о дерегулировании и разделении бизнеса в электроэнергетике не привело к дроблению капитала, а фактически было осуществлено за счет учета затрат, так как прибыль всех выделенных по бизнесу дочерних компаний - транспорт, генерация, сбыт - объединяется в холдинге, который уже использовал ее в том направлении, где это давало наивысший эффект в повышении надежности и экономичности.

Характерна реакция германских компаний на свободный доступ поставщиков электроэнергии на европейский, а следовательно, и на внутренний рынок электроэнергии. До проведения реформ в Германии в семи крупнейших энергокомпаниях производилось более 90% электроэнергии. Оперативно проведенные несколько раундов переговоров привели к укрупнению этих основных компаний до четырех, в чем оказались прямо заинтересованы как акционеры, так и потребители (государство). Объединение как мощное противозатратное мероприятие привело к повышению курса акций, снижению стоимости электроэнергии и, как следствие, к повышению конкурентности немецких товаров в целом.

Кроме того, сотни мелких энергокомпаний стали дочерними компаниями этих гигантов, что также консолидировало капитал. Поэтому, в отличие от России, где рассматриваются варианты и по дроблению компаний с разрывом хозяйственных связей, немецкой общественностью и экспертами реформа была поддержана.

Средняя мощность этих четырех лидеров германской энергетики в 12 раз превышает соответствующий показатель российских региональных компаний (АО-энерго). Даже мощность крупнейшей российской энергокомпании - Мосэнерго - в три раза меньше мощности крупнейших германских компаний.

Несколько слов о полной либерализации немецкой энергетики. Действительно, в Германии продекларировано и подтверждено соответствующими нормативными актами свободное ценообразование и для генерации, и для транспорта электроэнергии.

Однако это далеко не полная свобода цен для производителей и бесправие потребителей. И это, конечно, не калифорнийский вариант. Например, чтобы повысить тариф на электроэнергию, компаниям необходимо показать, насколько вырос уровень инфляции и цены на мировом рынке топлива. А обязательным условием повышения тарифа для населения должен быть соответствующий рост его доходов.

Для влияния и контроля за ростом тарифов в услугах электрических сетей успешно применяется метод эталонного сравнения, много лет используемый в сетевых компаниях Норвегии и ряда других стран. При этом по каждой статье затрат эталоном являются не только лучшие электросети Германии, но и сетевые компании других европейских государств, что существенно поднимает планку для сравнения. То есть рамки свободного ценообразования жестко и экономически четко определены.

Необходимо признать, что подобными мерами энергетикам Германии удалось избежать двух крайностей - бюрократического произвола и стихии рынка.

Во время реформ в Германии, был отвергнут принцип выделения сетевого бизнеса для возможности создания единой национальной сетевой компании. Причина понятна - любая монополия, тем более частная, - это достаточно закрытый бизнес, который без грамотного и действенного сравнения с аналогами не имеет стимула к снижению затрат. Ведь монополия транспорта - это по сути не обремененная монополия. Мы это наблюдаем и в России, где затраты в сетях РАО "ЕЭС России" значительно выше, чем в независимых компаниях Иркутска, Татарии, Башкирии.

Конечно, в Германии по закону любой производитель имеет свободный доступ к сетям любой компании. А такие генерирующие компании, как Steag, даже при наличии долгосрочных договоров с вертикально интегрированной RWE всегда могут сравнить затраты на транспорт в других сетевых компаниях, что ставит в жесткие рамки работу RWE по сетевым затратам. Немцы просто в отличие от отечественных реформаторов понимают принцип конкуренции как соревнование менеджерских команд в условиях жесточайшей борьбы на рынке, вызванной превышением предложения над спросом. Монополизм одной менеджерской команды - это такой же путь к стагнации, как и натуральное хозяйство в потенциально конкретных работах и услугах.

К сожалению, в предложенном нынешним менеджментом РАО "ЕЭС" варианте реформирования электроэнергетики все вышеперечисленные принципы не учитываются. Напротив, наряду с претензиями в адрес самой команды менеджмента в РАО не учитывается еще и тот факт, в отличие от Германии, что на отечественном рынке отсутствуют и избыток мощностей, и избыток топлива, работ и услуг.

При реформировании энергетики бывшей ГДР было обращено особое внимание на повышение финансовой устойчивости коммунальных хозяйств, которые, как и в России, катастрофически утяжеляют муниципальные бюджеты. Коммунальное хозяйство востока Германии, представленное в основном многоквартирными муниципальными домами, оставалось сектором рынка, где не удалось достигнуть полной оплаты энергии. Для того чтобы исправить положение, система тарифов на тепло энергию была переведена на европейские методики распределения топливных затрат между тепло- и электроэнергией.

В ГДР, как и в России, по так называемому физическому методу экономия топлива при комбинированной выработке на ТЭЦ относилась на электроэнергию, а расход топлива - на выработку теплоэнергии. Для единой государственной собственности и ответственности государства за энергоснабжение это не имеет принципиального значения. Однако в рыночной экономике это дает абсолютно ложный сигнал, результатом которого уже стало форсированное строительство котельных и снижение загрузки российских ТЭЦ. Потери топлива составляют миллионы тонн в год. В энергетических методиках, принятых в Западной Европе, экономия топлива комбинированных циклов относится на тепло энергию, что повышает конкурентности ТЭЦ перед котельными.

В Германии в результате изменения методики почти на четверть снизился тариф на тепло энергию от ТЭЦ. Каждый гражданин воспринял это нормально, так как расход электроэнергии всегда в руках потребителей, а расход тепла в конкретной коммунальной квартире на Востоке Германии, как и у нас, не учитывается.

Большинство стратегически важных для британской экономики отраслей, включая энергетику, железнодорожный транспорт, связь, а также финансовые потоки, находились под контролем государства или являлись государственной собственностью. И это на фоне государственного социального и медицинского страхования населения, а также, по сути, бесплатного образования. Чем не социализм?

Примерно та же ситуация наблюдалась и в Норвегии. Государственное акционерное общество «Ношк Хидру» контролировало практически все стратегически важные отрасли хозяйства Норвегии, а энергетика на девяносто с лишним процентов была государственной, причем львиная доля выработки электроэнергии приходилась на государственное предприятие «Статкрафт» и на электростанции, также косвенно или напрямую находившиеся в государственной собственности. Незначительная энергетических генерирующих мощностей принадлежала муниципальным и региональным властям, то есть, по сути, также относилась к общественной собственности. Частный же сектор в энергетике отсутствовал.

При этом экономика обеих стран на момент принятия решения о проведении коренных экономических реформ переживала далеко не лучшие времена. Низкая конкурентоспособность национальной продукции приводила к оттоку капитала за рубеж, а недостаточно дальновидная доля налоговая политика делала рынки этих стран непривлекательными для иностранных и внутренних инвесторов, что привело к низкому приросту национального ВВП. Правительство «тори», возглавляемое «железной леди», решительно приступило к разрушению системы, выстроенной правительством лейбористов. При этом действия г-жи Тэтчер были продиктованы не только соображениями экономического характера. Очевидно, что политика и предвыборные обязательства перед определенными кругами сыграли решающую роль. И прежде всего в темпах реформирования английской экономики. Были приватизированы железные дороги, денационализирована система социального и даже медицинского страхования. Наконец, пришел черед приватизации государственного энергетического концерна «CEGB», газовых предприятий и почтового ведомства. Перед радио и телевидением гордостью — Британии – «ВВС» — также встал вопрос приватизации.

Нужно отметить, что, в отличие от угольной промышленности, где проблемы решались «железной леди» практически «пиночетовскими методами», приватизация электроэнергетики протекала достаточно гладко. В 1989 году через парламент был проведен Electricity Act (закон об электроэнергии), положивший начало процессу реформирования электроэнергетики. Да вот только «спать оказалось почему-то довольно жестко». На английском энергетическом рынке возникло несколько доминирующих энергетических генерирующих компаний, притом что государство сохранило контроль над выработкой энергии атомными станциями («Magnox»), а также появилась сетевая компания («NGC»), деятельность которой особо жестко контролируется государством, вплоть до принятия решений в области инвестиционной политики. Следует подчеркнуть, что речь идет именно об английском секторе электроэнергетики, то есть собственно Англии и Уэльсе, поскольку Шотландию реструктурирование коснулось не столь значительно, где сохранилась вертикально интегрированная энергетическая компания со всеми признаками естественной монополии («Scottish Power»). Так что, говоря о структурных реформах в Великобритании, следует учесть, что речь идет примерно о 65% территории страны.

Закон об электроэнергии 1989 года очертил правовое поле, в рамках которого начали проводиться рыночные реформы в секторе электроэнергетики. Изначально предполагалось, что основная конкурентная борьба будет вестись в сферах производства и продажи электроэнергии потребителям. При этом последний вид услуг отнюдь не предполагает, как думают некоторые, собственное производство электроэнергии. Зачастую продавцами электроэнергии являются финансовые компании или группы, осуществляющие закупку и перепродажу электроэнергии конечным потребителям, при том, что собственно физическая поставка электрической энергии конечным потребителям (особенно бытовым пользователям) осуществляется региональными энергоснабжающими компаниями («REC»).

Предполагалось, что государство, во избежание захвата или раздела рынка (на манер картельного соглашения) вновь возникшими частными генерирующими предприятиями, будет жестко регулировать энерготарифы, добиваясь одновременно прозрачности их структуры и исключая при этом возможность перекрестного субсидирования внутри компаний (например, перекладывание части расходов по генерации на деятельность по продаже электроэнергии, и наоборот).

К сожалению, проблемы регулирования и сговора между компаниями оказались достаточно серьезным камнем преткновения. Во-первых, сколько нужно компаний на рынке, чтобы обеспечить «нормальный» уровень конкурентной борьбы, исключив возможность «неформальной договоренности» между ними по уровню ценовых котировок, а также разделу регионов влияния»? Две или три? А может быть, четыре или пять?

Первоначально на рынке возникло два доминирующих производителя (АЭС не в счет, поскольку тарифы для них устанавливались государством, да и сами эти станции постепенно выводились из эксплуатации). Затем, поскольку стало ясно, что компании как-то «синхронизируют» свою ценовую политику, компании поделили еще раз. Для этих целей в Великобритании существует довольно увесистая «колотушка» — «ММС» (Комиссия по вопросам монополий и слиянию компаний), обладающая правом делить и по необходимости не «пущать». Как правило, инициатива разделения компаний, то есть продажи доминирующим предприятием части своих производственных мощностей, принадлежит так называемому Регулятору, который предлагает руководству компании свой план (как правило, предлагается продать «n» мегаватт установленной мощности с разделением по видам потребляемого топлива). Если руководство компании отказывается пойти по предложенному пути, звучит угроза передачи дела на рассмотрение в «ММС».

Руководители компаний, как правило, из двух зол выбирают меньшее и соглашаются с предложением Регулятора, поскольку из опыта прежних лет известно, что «ММС» имеет «странную» привычку «дробить» компании, если не на атомы, то уж точно на молекулы. При этом в принятии решений сотрудники и руководство «ММС» отнюдь не всегда учитывают мнение специалистов. Для этих государственных чиновников главной задачей является проведение превентивных акций, исключающих возможность предварительного сговора или раздела рынка между его субъектами, поскольку это может ущемить интересы потребителей. И чем больше появится в результате деления доминирующей компании новых участников рынка, призванных конкурировать между собой, тем лучше. По крайней мере, такова до недавнего времени была политика «ММС». К сожалению, иногда «размер имеет значение», особенно когда речь идет о конкуренции на международном рынке. Это прекрасно осознают руководители английских генерирующих компаний и поэтому стараются договариваться с Регулятором. Некоторое облегчение принесла Общеевропейская директива по электроэнергии, предписывающая странам —членам ЕС «открывать» внутренние энергорынки (не менее 20% к 2000 году) для других европейских компаний. Тем самым проблема количества участников рынка и опасности «сговора» между ними была практически решена.

В результате описанных выше манипуляций на английском электроэнергетическом рынке образовалось четыре крупных и несколько более мелких производителей-поставщиков электроэнергии. Вопрос «здоровой» конкуренции вроде бы был решен. Но, по мнению руководства английских генерирующих компаний, в подобной ситуации крайне трудно было вести работу с инвесторами, поскольку деньги вкладывались в одну компанию, а возвращаться должны были уже несколькими. Такое положение дел не могло не сказаться отрицательно на уровне капвложений в электроэнергетику Англии, если бы не одно обстоятельство.

Дело в том, что при приватизации, которая в Англии проходила в довольно сжатые сроки, в оценке стоимости компаний, поскольку рыночная стоимость на тот момент практически отсутствовала, был допущен целый ряд ошибок, что привело к занижению стоимости основных фондов. Компании, возникшие на руинах «CEGB», с учетом этого, а также в связи с отсутствием на первый момент четкой тарифной политики у Регулятора имели такой финансовый «задел», что уже через несколько лет профессор Стивен Литтлчайлд, назначенный на должность Регулятора, был вынужден пойти на ряд мер, существенно ограничивающих доходы генерирующих компаний. Так, волевым порядком были введены предельные цены, а также «сетка» их снижения на пятилетний период. Но и этого, по мнению правительства, было недостаточно. Практически сразу же после прихода к власти «новых лейбористов» во главе с Энтони Блером через Парламент был проведен билль, узаконивающий, по сути дела, ретроактивный налог. Причем касался он не только электроэнергетики, но и телекоммуникационных предприятий, а также железных дорог. В результате только электроэнергетические компании были вынуждены выплатить государству ни много, ни мало, 4,5 миллиарда фунтов стерлингов. Этого уже большинство международных инвесторов вынести не смогли: биржевые котировки английских энергопредприятий рухнули в одночасье. Заокеанские инвесторы покинули столь тщательно создававшийся энергорынок, а профессор Литтлчайлд подал в отставку с поста Регулятора.

Его уход, по сути, ознаменовал изменения и в правилах работы английского рынка электроэнергии и мощности – «The Pool». Правила функционирования этого рынка не были чересчур сложными, но в то же время отдельные положения, как-то: «об обязательной продаже всех объемов производимой электроэнергии только через систему «The Pool», сдерживали развитие двусторонних долгосрочных и краткосрочных контрактов, что мешало развитию экономики страны в целом. Кроме этого, так называемая английская модель энергорынка уже не отвечала требованиям времени, поскольку большинство британских и европейских производителей и потребителей электроэнергии тяготели к созданию не просто рынка, но некой энергобиржи, где продавались бы не только физические объемы электроэнергии, но и биржевые контракты, позволяющие участникам сделок дополнительно страховаться от возможных будущих колебаний конъюнктуры.

Тем не менее, английский энергетический рынок уцелел, хотя и не сохранил своего прежнего вида. Новый Регулятор внес предложение о коренной перестройке рынка, по сути дела, взяв в качестве модели так называемую «скандинавскую модель», которая родилась в Норвегии, а затем уже была приспособлена к условиям других стран — участниц скандинавского электроэнергетического рынка «НордПул» — Швеции, Финляндии и Дании.

Итак, десятилетие работы и вновь перестройка. Таков вкратце результат внедрения английской модели реструктурирования собственного рынка электроэнергии и мощности. Справедливости ради следует отметить, что положительный результат все же налицо. В результате проведенных структурных изменений стало возможно привлечь в отрасль довольно существенные инвестиции, позволившие обновить генерирующие мощности, повысить эффективность, в том числе и топливную, работы станций и сектора в целом, были выведены из эксплуатации неэффективные производства. При этом решение сопряженных с этими процессами социальных задач было переложено правительством на плечи новых собственников. Государство лишь следило за тем, чтобы частные компании не ущемляли прав потребителей или работников предприятий. В этом деле английские профсоюзы обрели союзника в лице государства. Не так уж и мало, но, по мнению тех же скандинавских экспертов, не будь в самом начале сделано столько ошибок, результат был бы неизмеримо весомее.

Таким образом, можно с большой долей уверенности утверждать, что единственной более или менее жизнеспособной моделью оказалась та, что была выработана в конце 80-х годов в Норвегии, а затем уже приспособлена к условиям других стран. Так называемая «американская модель» есть не что иное, как тот же скандинавский вариант рынка, но приспособленный к весьма непростым американским условиям, где степень монополизации внутренних рынков практически каждого штата на порядок превышает возможности монополий в странах Центральной и даже Восточной Европы. При этом, как отмечают многие аналитики, конкуренция в сфере энергоснабжения, то есть продажи электричества конечным потребителям, включая население, приняла в США довольно интересные формы, предоставляющие существенные возможности для перекрестного субсидирования в рамках одной или нескольких компаний. Например, потребитель получает рекламный проспект от одной из энергоснабжающих компаний, гарантирующий не только прекрасный уровень услуг по поставке электричества, но и существенные скидки в некой достаточно разветвленной сети супермаркетов, а также на бензоколонках определенной фирмы. Причем цены на саму электроэнергию, поставляемую данным продавцом, достаточно конкурентоспособны по сравнении с аналогичными предложениями, полученными от других продавцов. В другой пакет услуг могут быть включены предложения, касающиеся льгот в сфере медицинского или социального страхования и т.п. Очевидно, что в подобной ситуации выигрывают все: потребитель получает электроэнергию по конкурентным ценам, а также целый пакет дополнительных услуг, магазины и супермаркеты увеличивают круг своих постоянных клиентов, то же самое можно сказать и о бензоколонках. Но чтобы добиться этой конкурентоспособности, проводится перекрестное субсидирование одних видов деятельности (скажем, автомоек) за счет других (магазины или электростанции). По мнению американских специалистов, в этом ничего противозаконного нет. Вроде бы и так, но в такой ситуации говорить о прозрачности ценовой политики компании или группы компаний уже не приходится.

Норвегия после принятия в 1989 г. Закона об энергетике в течение двух лет готовилась к проведению реформы в сфере производства и торговли электроэнергией. Следует отметить: в отличие от других стран Европы норвежская электроэнергетика практически на 100% основана на гидравлических станциях. При этом исключительные природные условия — горные каскады — позволяют получать чрезвычайно дешевую электроэнергию, способную конкурировать с любыми производителями стран Центральной и Западной Европы, но и ставят энергобаланс Норвегии в зависимость от «водности» года. Разница между «влажным» и «сухим» годом иногда бывает равна годовой выработке электроэнергии Данией. В целом энергосистема избыточна, с лихвой покрывает местные потребности в электричестве, и государство даже вынуждено квотировать экспорт электроэнергии ввиду ограниченной пропускной способности трансграничных транспортных магистральных высоковольтных сетей.

Как и в Англии, решение о реформировании энергосектора было принято в Норвегии под давлением прежде всего бремени экономических проблем. Правительство страны уже не могло мириться с тем состоянием застоя, в котором пребывала экономика королевства. Если при этом учесть, что большая часть отраслей норвежской промышленности является энергоемкой и энергозависимой, а также и то, что степень газификации жилого фонда в этой стране на конец 80-х годов была достаточно низкой, и большинство домов отапливалось за счет электроэнергии, можно представить себе важность подобного решения для жизни страны в целом. Идеи же энергосбережения и повышения энергоэффективности еще не были столь широко распространены. Норвежская модель «скандинавского социализма» несколько отличается от шведского, финского и датского, но тем не менее степень социальной защищенности граждан этой страны достаточно высока, как, впрочем, и уровень жизни. Однако все это достигается за счет непомерно высоких налогов, которые вынуждены платить как население, так и промышленность. Подобная ситуация, как показывает практика, в конечном счете, приводит к инвестиционному голоду и не конкурентоспособности собственных товаров на мировом рынке. А если при этом еще и учесть, что норвежская промышленность, прежде всего, ориентирована на экспорт, то становится понятно, что проблема, с которой столкнулось правительство Норвегии в конце 80-х годов, была весьма и весьма серьезной.

Норвежская энергосистема страдала от того, что действовавшие на момент проведения реформы энерготарифы не покрывали затрат государственного предприятия «Статкрафт» по генерации, передаче и распределению электроэнергии. «Статкрафт» являлось частью министерства водных ресурсов и энергетики, не имея статуса компании и стимулов для повышения собственной эффективности. О каких стимулах можно было вести речь, если тарифы на электроэнергию устанавливались государством на срок до десяти лет без права применения дефляторов и примерно к середине этого срока переставали покрывать собственные затраты «Статкрафт». Для того, чтобы компенсировать потери энергопредприятия и дотировать его деятельность, не урезая при этом социальных программ, правительство Норвегии вынуждено было все больше повышать налоги, и прежде всего на доходы наиболее крупных предприятий, то есть тех же целлюлозных, деревоперерабатывающих, металлургических и станкостроительных фирм, для которых вводились льготные энерготарифы. Непомерные налоги делали эти отрасли непривлекательными для инвестиций, проблема оттока капитала из страны становилась все более серьезной, конкурентоспособность норвежских товаров, как на внешнем, так и на внутреннем (даже протекционистские пошлины на импорт не спасали национального производителя) рынках снижалась. Не спасали даже доходы от экспорта газа, добываемого в Северном море. В такой ситуации дополнительные доходы электроэнергии с учетом избыточности собственных мощностей и проведения внутри страны достаточно эффективных энергосберегающих мероприятий пришлись бы очень кстати. Однако для этого предприятие «Статкрафт» должно было стать самодостаточным, то есть, отказавшись от госдотаций, перейти на полное самофинансирование. Кроме этого, сама структура «Статкрафт» должна была приспособиться к требованиям международного рынка электроэнергии и мощности. Перед правительством стояла дилемма: решиться на непопулярные меры в социальной сфере или провести серьезные реформы в энергосекторе.

Остановились на втором варианте. Вначале, как и полагается цивилизованному государству, Норвегия приняла Закон об энергетике, определяющий то правовое поле, в рамках которого планировалось проводить реструктурирование национального энергосектора. Затем были разработаны и разосланы всем основным участникам энергорынка предложения по реформированию предприятия «Статкрафт». Правда, при этом министерство предупредило всех участников, что в случае неполучения комментариев и предложений в установленные сроки реформирование будет проведено, но без учета мнений, поступивших после определенной даты. Кто не успел – тот опоздал. В основном же столь дорогой для большинства скандинавских народов принцип «консенсуса» или согласия был соблюден. Теперь о сути самой реформы.

Предприятие «Статкрафт» сохраняло статус государственного, исполняя только функции генерирующей компании. При этом из состава «Статкрафт» выделялись все транспортные сети и передавались вновь создаваемой государственной компании «Статнетт», которая получала от государства еще особые полномочия, касающиеся организации экспорта электроэнергии. Диспетчерский центр, передаваемый компании «Статнетт», отвечал за энергобаланс страны, а также контролировал трансграничные сальдо-перетоки (Швеция и Дания). «Статкрафт» все же терял часть своих генерирующих мощностей, которые передавались местным коммунам (примерно соответствует российским «районам», но с несколько большими полномочиями). Речь, как правило, шла о маломощных станциях. Следует отметить, в конце 80-х годов в Норвегии было достаточно много предприятий коммунальной и муниципальной, а также отраслевой энергетики. Суммарная выработка электроэнергии этими производителями в общенациональном энергобалансе страны не превышала 50%. Тем не менее, чисто формально, условия для создания внутреннего конкурентного рынка электроэнергии и мощности существовали. Вот, собственно, вкратце и вся реформа. Ни о какой дополнительной приватизации речь не шла, да и сейчас эта идея воспринимается в Норвегии без особого энтузиазма.

Важнейшим стимулом для развития рынка в Норвегии послужила структура национальной энергосистемы: большая часть производства размещена на севере, а потребителей – на юге страны. В периоды пикового потребления в транспортной сети возникали перегрузки, справляться с которыми было поручено диспетчерской службе компании «Статнетт». Работа по простому перераспределению нагрузок в сети не была столь финансово эффективной, как хотелось бы. Определенную роль в формировании рынка сыграла торговля электроэнергией между Норвегией и Швецией, а также Норвегией и Данией. Как отмечалось выше, норвежская энергосистема в целом избыточна и позволяет экспортировать значительные объемы электроэнергии в соседние страны, тем более что транспортная инфраструктура готова к этому. Не вдаваясь в подробности функционирования рынка «НордПул», отметим, что это по большинству показателей товарная биржа, на которой, кроме торговли физическими объемами электроэнергии, ведется торговля форвардными и фьючерсными контрактами. Единственной особенностью этой биржи является отсутствие возможности торговли «стоками» и неликвидными объемами, поскольку электроэнергия относится к товарам немедленного потребления. Большинство энергопоставок осуществляется на основании долгосрочных двусторонних контрактов между производителем и потребителем, зарегистрированных и завизированных сетевой транспортной компанией «Статнетт» и местными дистрибуционными предприятиями, если речь идет о потребителях, подключенных к сетям низкого напряжения. Кстати, в Норвегии существует достаточно сильная регулирующая администрация, осуществляющая контроль за деятельностью рынка и уровнем цен на электроэнергию. Норвежский Регулятор, впрочем, как и английский, наделен весьма существенными правами. Его решение практически не может быть оспорено. Интересно также и то, что норвежский Регулятор утверждается на должность не решением парламента, как, скажем, большинство министров и глав департаментов, а королевским указом, как премьер-министр или главнокомандующий.

Примеру Норвегии довольно скоро последовали и Швеция с Данией, а затем уже и Финляндия, вошедшие в единый скандинавский энергорынок. Норвежских экспертов стали приглашать к себе руководители государственных энергетических компаний и соответствующих министерств в других странах. Идея реформирования энергосектора не обошла стороной и страны Латинской Америки. К числу государств, наиболее успешно реструктурировавших свои энергосистемы, чаще всего относят Чили и Аргентину. Пионером реформирования стала Чили, которая уже к середине 70-х годов, под влиянием экономических идей «пророка» Мильтона Фридмана, начала процесс общего реформирования экономики, разгосударствления и приватизации, которые спустя несколько лет после экономического хаоса, шоковой терапии и застоя привели, в конце концов, к экономическому росту. Уже почти два десятилетия экономика Чили, год за годом, характеризуется весьма обнадеживающим и стабильным ростом (рекордным стал 1992 год, когда прирост ВВП составил более 10 процентов). Чилийские экономисты стремятся обеспечить более сбалансированный ежегодный прирост на уровне 5-6 процентов, который считается оптимальным для сдерживания инфляции и других дестабилизирующих экономику факторов.

Отказ от государственного регулирования чилийского рынка электроэнергии пришелся не на первый этап экономической реформы, но был тщательно подготовлен и поддержан законом об энергетике 1982 года. Вслед за Чили отказалась от чрезмерного государственного регулирования и управления рынками электроэнергии и природного газа и Аргентина. До отказа в начале 90-х годов от государственного управления энергетическим сектором в Аргентине существовало несколько государственных федеральных предприятий, функционировавших наравне с другими, принадлежавшими провинциям. В городских районах с высокой плотностью населения имелись собственные источники энергии, принадлежавшие кооперативам или муниципальным образованиям, но по сравнению с крупными госпредприятиями роль кооперативов была невелика. Почти все энергопредприятия были вертикально интегрированы, неся ответственность как за производство, так и за передачу и распределение электроэнергии. Следует при этом отметить, что транспортные сети Аргентины отличаются достаточно большой протяженностью, поскольку генерирующие мощности зачастую расположены на значительном удалении от крупных населенных пунктов, таких, как, например, Буэнос-Айрес, потребляющий почти половину электроэнергии, вырабатываемой в стране.

Экономический кризис, нехватка капитала, значительный прирост населения, вызвавший потребность в дополнительных объемах электроэнергии, малоэффективное управление отраслью, ценовая политика, определяемая более социальными запросами и политическими сиюминутными интересами, нежели реальным уровнем затрат (Sic!), субвенции и дотации, развращающие отрасль, лишающие ее стимулов для повышения собственной экономической и технологической эффективности, то есть в конечном счете технического обновления, привели к тому, что администрация президента страны Карлоса Менема в марте 1991года разработала и утвердила программу долгосрочного реструктурирования и приватизации в энергетическом секторе аргентинской экономики.

Основу аргентинского энергетического комплекса составляли гидроэлектростанции (около 40% в энергобалансе страны), некоторое количество атомных станций, а также станции, работающие на топливе. К началу 90-х годов Аргентина начала значительно наращивать сеть гидроэлектростанций. В последнее десятилетие количество вновь строящихся и сдающихся в эксплуатацию станций возросло. Немалую роль в этом играет приток зарубежных инвестиций.

Реформирование проводилось с неслыханной доселе быстротой. Еще до того, как новое энергетическое законодательство вступило в силу в начале 1992 года, в самой отрасли уже начали происходить изменения. Среди прочего были созданы предпосылки для развития конкурентного рынка: крупные дистрибуционные компании и поставщики получили право подписывать прямые контракты с производителями электроэнергии. В начале 1992 года была принята поправка к Закону об энергетике, регулирующая конкурентные отношения на аргентинском энергорынке.

Аргентинцы достаточно радикально реформировали свой энергосектор, полностью отказавшись как от вертикальной, так и горизонтальной интеграции. Честная конкурентная борьба, по их мнению, требует полной разобщенности между участниками процесса. Таким образом, каждое подразделение субъекта энергорынка функционирует так, словно у него нет и не может быть ни одного союзника или партнера. Например, предприятие, отвечающее за передачу электроэнергии, не может участвовать в процессе ее производства или купли-продажи, но лишь несет обязательства по транспортировке и доставке потребителям электричества по принадлежащим компании ЛЭП. То же самое касается и производителей или поставщиков электроэнергии. Столь сильная разобщенность не раз становилась объектом серьезной критики.

По мнению оппонентов, отсутствие каких-либо партнерских отношений между субъектами рынка, разделенными по видам деятельности, ведет к серьезной разобщенности, чрезмерной для ведения приватизации или честной конкуренции, лишь усугубляя раскол в секторе, делая всю систему трудно управляемой. Более того, по мнению критиков аргентинской модели, эта разобщенность позволяет участникам уходить от ответственности в своем секторе и приводит к еще большему дроблению системы. Тем не менее в Аргентине, как практически ни в одной другой стране, облегчен доступ всем желающим к транспортной сети на договорной основе, поскольку ни у транспортной компании, ни у дистрибутора нет интересов в других областях – они не заняты ни генерацией, ни продажей, ни каким-либо иным видом коммерческой деятельности. А это уже достаточно большое достижение. Ведь без свободного доступа к транспортным и распределительным сетям не может быть честной конкуренции.

Ответственность за деятельность рынка («МЕМ») лежит на акционерной компании «КАММЕСА» («Компания Администрадора дель Меркадо Майориста Электрико СА»), которая принадлежит следующим владельцам: государству, крупным оптовым покупателям электроэнергии, транспортным предприятиям и дистрибюторам. Государство, представленное в компании министерством энергетики, собирается в конечном счете снизить принадлежащий ему пакет акции до 10%.

«КАММЕСА» - это сетевая компания, управляющая национальной транспортной сетью ЛЭП и несущая ответственность за оптимизацию национального энергобаланса, функционирование спотового рынка электроэнергии, а также транспорт электроэнергии и доставку ее потребителям в строгом соответствии с заключенными договорами и контрактами и соблюдением всех требований по нормам безопасности и качества.

Государство регулирует рынок посредством «ЭНРЭ» («Энте Насьональ Регулядор де Электрисидад») – органа, на который возложены функции по оказанию поддержки участникам рынка, контроля за соблюдением принципа равного доступа к сетям, а также надзора за соблюдением правил «честной» конкурентной борьбы. При этом Регулятор имеет право разрабатывать и совершенствовать нормы и правила функционирования энергорынка «МЕМ». Государство, сохранившее за собой часть генерирующих мощностей, использует собственных производителей электроэнергии для влияния на уровень рыночных цен, поскольку часть прибыли, получаемой госпредприятиями, идет в специально созданный для этого национальный фонд, служащий для регулирования, по необходимости, цен на рынке. То есть государство может в какой-то момент, дотируя свои станции из этого фонда, снизить уровень цен, котируемый госпредприятиями на рынке, тем самым принуждая к этому и других участников, желающих продать электроэнергию. В остальном же аргентинская модель рынка очень близка к той, которая была выработана в Скандинавии. Достаточно интересный факт: до отказа от государственного управления энергосектором аргентинская энергетика, во многом базировавшаяся на устаревших и крайне неэффективных генерирующих станциях, представляла собой глубоко зарегулированную и ярко выраженную госмонополию с несколькими вертикально интегрированными предприятиями. Сразу же после отказа от государственного управления сектором электроэнергетики (уже к августу 1992 года) в Аргентине действовали 34 участника энергорынка – 19 дистрибьюторов, 13 производителей электроэнергии и 2 транспортные компании (в Аргентине изначально существовали две высоковольтные транспортные сети – одна в Патагонии и одна в остальной части страны). Спустя год, к августу 1993 года, количество субъектов рынка увеличилось до 70.

За несколько лет после реформы цены на электроэнергию упали почти втрое, объем инвестиций в энергосектор возрос на порядок. При том, что изначально аргентинская электроэнергетика была избыточной, начали строиться новые электростанции, а старые, малоэффективные или убыточные начали выводить из эксплуатации. При этом достаточно успешно решались и сопутствующие социальные проблемы.

Итак, были рассмотрены несколько вариантов реформирования – успешного и относительно успешного. Теперь будет небезынтересно рассмотреть опыт страны, решившейся на проведение наиболее радикальной реформы и создание нерегулируемого (или, как полагали местные реформаторы, «саморегулируемого») рынка. Такой страной является Новая Зеландия. В начале 80-х годов ХХ века, следуя примеру своей бывшей (а формально, и нынешнй) метрополии – Великобритании, новозеландские консерваторы взяли курс на разгосударствление экономики страны. Однако далеко продвинуться им не удалось, поскольку в 1984 году к власти в Новой Зеландии пришли лейбoристы. К всеобщему изумлению, они не только не повернули вспять раскрученный консерваторами маховик, но и самым решительным образом принялись реформировать госсектор. При этом темпы реформирования просто поражали. Следует отметить: к началу реформирования Новая Зеландия, чья экономика считалась наиболее зарегулированной из всех стран Британского Содружества, стояла по сути на грани банкротства. Именно поэтому местные реформаторы полагали экономические реформы и приватизацию экономики единственной панацеей.

Они практически полностью нейтрализовали профсоюзы, до этого времени игравшие в жизни страны весьма существенную роль, отправили на пенсию или уволили около 40% госслужащих, а также приватизировали целый ряд государственных предприятий. При этом лейбористы демонтировали одну из самых мощных в мире систем социального и медицинского страхования, поскольку в условиях рыночной экономики, как известно, «ответственность должна делегироваться из центра на уровень отдельных граждан, ибо каждый должен нести ответственность и в полной мере оплачивать объем предоставляемых ему услуг». Безработица в это время возросла до 15%. Популярность правящей партии и отдельных ее представителей упала почти до нуля. Тем не менее лейбористы провели национальный референдум и получили всестороннюю поддержку избирателей на выборах 1990 года. Ведь альтернативой были те же консерваторы, заварившие всю эту кашу. Однако ни консерваторы, ни лейбористы с реформированием электроэнергетики особенно не торопились.

Исторически права на энергопроизводство и энергоснабжение в Новой Зеландии принадлежали с 1884 года «ECNZ» («Электрисити Корпорейшн ов Нью Зиланд»), которая производила 95% всей электроэнергии в стране. Более двух третей всего объема производства приходится на гидрогенерацию, причем большая часть генерирующих мощностей располагается на южном, наименее населенном, острове новозеландского архипелага. Электроэнергия передается на северный остров, в столицу Новой Зеландии Веллингтон по подводным кабелям в виде постоянного тока. Изначально как за производство, так и передачу электроэнергии отвечала «ECNZ», но вскоре транспортные и диспетчерские функции были переданы государственной компании «Транс Пауэр». Нужно отметить, что имевшийся в стране потенциал для наращивания объемов генерации был практически исчерпан (экологические законы не позволяют строить новые станции).

Кроме гидроэлектростанций, обеспечивавших до 70% производства национальной электроэнергии, в стране действовали 2 крупных геотермических станции (вот с кого Камчатке нужно брать пример!) и 3 устаревших тепловых (в стране имеются запасы угля и ограниченные запасы газа на шельфе). Учитывая изолированное географическое положение Новой Зеландии, не приходится говорить о возможности поставок электроэнергии из-за рубежа. В довершение ко всему новозеландская энергосистема весьма серьезно зависит от засух, поскольку резервуары гидроэлектростанций позволяют накопить не более 12% требуемого годового гидроресурса. Такая вот география!

Как уже говорилось выше, к началу реформирования госсектора страна находилась на грани банкротства, и единственной надеждой для национального энергосектора был приток инвестиций со стороны частного капитала. Еще в 1986 году лейбористы заявили о своих намерениях реформировать энергосектор и к 1987 году провели первый этап, выделив транспортные функции и передав из компании «Транс Пауэр», оставив за «ECNZ» только производство электроэнергии.

Следующий шаг был самым радикальным. Правительство объявило новый курс на построение не регулируемого энергорынка, то есть рынка, который, как надеялись его создатели, будет саморегулироваться. Довольно долго велись дебаты о судьбе государственного предприятия «ECNZ», но в 1995 г. с приходом к власти консерваторов настал и его черед. Предприятие сначала разделили на две государственные компании, затем продали часть генерирующих станций, включая тепловую станцию Таранаки в частные руки. При этом, учитывая все еще доминирующее положение «ECNZ», на компанию возложили ряд ограничений.

Транспортная же компания «Транс Пауэр» всецело зависела от государства, устанавливавшего тарифы на передачу электроэнергии. Сама структура новозеландского рынка мало отличалась от скандинавского или аргентинского. Главным же отличием было отсутствие государственного регулирования. Предполагалось достаточно сознательное саморегулирование субъектами рынка.

В результате Веллингтон остался без электроэнергии, большая часть госслужащих отправилась на весьма долгие каникулы, а в Новой Зеландии появился Регулятор с достаточно широким кругом полномочий.

 Такие вот уроки «свободного конкурентного рынка». Прежде всего, любая реформа требует тщательной и серьезной предварительной проработки. Ни одна реформа не проводится вне разработанного заранее правового поля. Реформа как таковая не является панацеей и не гарантирует немедленного притока инвестиций ни извне, ни со стороны местного капитала, без соблюдения других требований (прежде всего четкого налогового законодательства и законов, гарантирующих сохранность инвестиций). Реструктурирование и повышение эффективности в отрасли отнюдь не означает проведение повальной приватизации.

2 Электроэнергетика в России

2.1 Обзор электроэнергетической отрасли Российской Федерации

Электроэнергетика является одной из базовых отраслей экономики России и одной из нескольких естественных монополий. В настоящее время в России функционируют более 700 тепловых и гидравлических электростанций и 9 атомных. Имеющийся производственный потенциал полностью обеспечивает тепловой и электрической энергией промышленные предприятия и население России. Основными субъектами единой энергетической системы России являются:

• РАО « России »;

• 74 региональные энергокомпании, осуществляющие поставки электрической и тепловой энергии потребителю на всей территории Российской Федерации ;

• 34 крупные электростанции - филиалы или дочерние предприятия РАО « России »;

• 9 атомных электростанций (8 станций находятся под контролем государственного предприятия)

• более 300 организаций, обслуживающих основной технологический процесс и развитие в ЕЭС России.

 Электроэнергетическая отрасль России занимает 4 место в мире по установленной мощности после США, Китая и Японии. Общая установленная мощность российских электростанций в 2001 году составляет 213,9 млн. кВт. Установленная мощность электростанций холдинга РАО ЕЭС составляет 155,1 млн. кВт (72,5% от общей установленной мощности электростанций России). Основными видами топлива, используемыми при производстве электроэнергии, являются газ, уголь, мазут. В настоящий момент доля газа в общей структуре топливного баланса России составляет более 60%, около 35% - уголь и 5% - мазут.

Поскольку в последние годы в газовой промышленности появились негативные тенденции, связанные с падением объемов добычи, недостаточным финансированием новых месторождений газа, то в ближайшие годы продолжится сокращение поставок газа тепловым электростанциям. Соответственно будет увеличена доля угля в топливном балансе.

В целом по России можно отметить положительную тенденцию к увеличению выработки электроэнергии. Так, начиная с 1998 года, наблюдается прирост производства электроэнергии после восьмилетнего снижения, в 1999 году рост составил 102,3% к уровню 1998 года, а в 2000 году -103,5%.

Несмотря на то, что формально региональные энергетические компании являются независимыми, фактически регулирование тарифов происходит под влиянием региональных органов власти. Местные органы власти имеют право, действуя в интересах потребителей, рекомендовать региональным комиссиям запретить резкое повышение тарифов. Вследствие этого, проводимая РЭК политика сдерживания тарифов на энергию при одновременном росте цен в других отраслях промышленности привела к тому, что темпы роста тарифов для промышленных потребителей в целом по России отстают от темпов роста индекса цен в промышленности. С августа 1998 г. по декабрь 2000 г. рост цен в промышленности составил 276,2%, а повышение тарифов на электроэнергию для крупных промышленных потребителей - 181,2%. За тот же период рост потребительских цен составил 279,9%, а тарифов на электроэнергию для населения - 233,4%. Но можно отметить, что в 2001 году ситуация с тарифами несколько улучшилась. В течение года тарифы повышались несколько раз. Средний тариф на электроэнергию вырос на 38% по сравнению с предыдущим годом, а тариф на тепло повысился на 26%.

На сегодняшний момент очень остро стоит вопрос состояния основных производственных мощностей в электроэнергетике. По данным РАО ЕЭС России в 2001 году износ производственных мощностей достиг 40%, в том числе линий электропередачи - 35,6%. подстанций - 63,1%, зданий и сооружений -23,1%, устройств релейной защиты и автоматики - 44%. Практически выработали свой ресурс 25% энергоблоков и более 40% не блочного оборудования. В целом же по России износ основных фондов составляет 52%. Почти треть электроэнергии в стране вырабатывается на оборудовании, технические нормы которого закладывались в 30-40 годы. Срок службы целого ряда генерирующих объектов находится в пределах 50 - 60 лет. Сохранение в работе устаревшего оборудования увеличивает количество аварийных ситуаций, отражается на надежности работы электрических станций, приводит к увеличению расходов топлива и затрат на ремонты оборудования, увеличиваются потери электроэнергии в сетях.

Главной проблемой электроэнергетики является замена морально и физически изношенного технологического оборудования. Финансовое положение предприятий электроэнергетической отрасли, несмотря на положительные сдвиги в 1999 -2001 годах, остается достаточно тяжелым. Существует несколько основных причин, существенно влияющих на финансовое состояние энергокомпаний.

1. в течение 2001 года происходило увеличение тарифов на тепло - и электроэнергию для потребителей и увеличение цен на газ, уголь, мазут. Поэтому фактически финансовый результат энергокомпаний от увеличения тарифов нивелировался растущими ценами на топливо. Кроме того, препятствием к улучшению состояний АО - является государственное регулирование тарифов на тепло и электроэнергию.

2. Высокая кредиторская и дебиторская задолженности энергетических предприятий поставщикам и подрядчикам, в том числе за топливо, по расчетам с бюджетом и внебюджетными фондами, по заработной плате значительно влияет на финансовое состояние отрасли. В течение 5 лет с 1994 по 1999 год кредиторская задолженность РАО ЕЭС возросла в 20,8 раза, дебиторская - в 22,1 раза. В связи с этим многие предприятия электроэнергетики оказались в трудном финансовом положении. Основными группами неплательщиков остаются потребители, получающие средства из местных бюджетов, оптовые потребители и объекты жилищно-коммунального хозяйства. Задолженность федеральных потребителей в течение 2001 г. снизилась почти в 2 раза, однако значительной осталось задолженность Министерства обороны - 1,5 млрд. руб. (без учета пени). В январе 2002 г. оплата текущего энергопотребления военных частей практически не производилась. Причина - отсутствие утвержденных лимитов потребления топливно-энергстических ресурсов, из-за чего невозможно заключение договоров на энергоснабжение и их регистрация в Казначействах. Кроме того, Минобороны изначально планировало направить на расчеты с энергетиками в январе с.г. 433 млн. руб., в то время как прогнозируемый объем энергопотребления этой группы потребителей в январе -1,6 млрд. руб.

Для обеспечения нормальных расчетов предприятий ЖКХ с АО-энерго в РАО "ЕЭС России" в течение последних 2-х лет действует практика заключения специальных Соглашений о взаимодействии РАО "ЕЭС России" и администраций регионов по стабилизации поставок энергии и обеспечению условий прохождения ОЗМ, а также нормализации расчетов за энергию. Эти документы содержат обязательства по обеспечению полной оплаты текущего потребления и погашению накопленной задолженности. К началу 2002 г. такие Соглашения действуют в 42 регионах РФ. Однако полностью указанные Соглашения выполняются администрациями только 3-х регионов: Ивановской обл., Республики Дагестан и Республики Бурятия. Низкий уровень собираемости платежей с потребителей, низкий процент расчетов денежными средствами, приводит к нехватке оборотных средств энергопредприятий, к образованию задолженностей перед поставщиками топлива, перед работниками предприятий отрасли.

Но, несмотря на данные негативные факторы в 2000-2001 годах наметились положительные сдвиги в финансовом состоянии энергопредприятии. Самым значительным моментом можно считать доведение текущих расчетов с потребителями за полученную энергию до 100% и реструктуризацию дебиторской задолженности, благодаря чему, уровень собираемости платежей составил 96%, а расчеты денежными средствами - 83%.

В январе-июне 2002 г. среднее значение частоты электрического тока в ЕЭС России составило 50,0 Гц. Единая энергосистема России в 1 полугодии 2002 г. 4344 часа 00 минут или 100% календарного времени работала с нормативной частотой электрического тока, определенной ГОСТ 13109-97.



График 1



Продолжительность работы ЕЭС России с нормативной частотой электрического тока (49,8-50,2) за 6 месяцев 1999-2002 годов

Таблица 8

Показатели

Физический объем

Сумма к оплате

Оплачено



всего

% к уровню 12 мес. 2001 г

млрд. руб.

% к уровню 12 мес. 2000 г

млрд. руб.

% к отпущенной

Отпущено электроэнергии

579,8 млрд. кВт

100,3

426,7

126,8

435,7

102,1

Отпущено тепловой энергии

418,4 млн. Гкал

97,2

107,9

118,6

109,1

101,1

Всего оплачено энергии





534,6

125,0

544,9

101,9

Итоги продаж энергии собственным потребителям Холдингом РАО "ЕЭС России" за 12 месяцев 2002 года



Уровень платежей за использованную энергию за 12 месяцев 2002 года в целом по Холдингу составил 102% (в 2001 году – 104 %).



График 2

	Итоги реализации энергии за 2001 и 2002гг.



Дебиторская задолженность сократилась на 14% (в 2001 году – 18 %) и составила 1,8 месяца от среднегодового начисления (в 2001 году – 2,6 мес.).

Доля денежных средств в общей оплате потребленных энергоресурсов составила 99,4 % (в 2001 году – 99,4 %).

Таблица 9

Отрасль

Уровень оплаты от начислений,

%

Динамика уровня оплаты по сравнению с 12 месяцами 2001г.%

("+" – рост,

"-"-сниж.)

Изменение дебиторской задолженности за 12 месяцев 2002 г., %

("+"–рост,

"-"-сниж.)

Тоже за 12 месяцев 2001 года, %

("+"–рост, "-"-сниж.)

Промышленность

102

-1

-24

-28

Сельское

хозяйство

107

-2

-13

-12

Лесное хозяйство

102

-7

-40

-18

Транспорт и связь

102

-3

-60

-59

Строительство

101

-1

-22

-14

ЖКХ

101

-3

-4

-11

Население

97

0

11

9

Прочие отрасли

103

-4

-20

-18

Уровень платежей за использованную энергию и изменение дебиторской задолженности по основным отраслям и группам потребителей за 12 месяцев 2002 года



В 2002 году уровень реализации энергии ОПП составил всего 100,3%, доля задолженности ОПП в общей задолженности потребителей в течение 2002 года увеличилась с 26% до 30%.

Всего в течение 2002 года доля задолженности за энергию потребителей, финансируемых из местного бюджета, предприятий ЖКХ и ОПП в общей задолженности потребителей увеличилась с 55 % до 60%.



Таблица 10

Средний тариф на электроэнергию для потребителей

коп/кВтч

69,11

Тариф на электроэнергию для населения % к среднему тарифу январь 2003/ декабрь 2002.  январь 2003/ 1990

коп/кВтч
%
%
раз

56,96
82,4
104,4
22078

Тариф на электроэнергию для промышленных и приравненных к ним потребителей с присоединенной мощностью > 750 кВа % к среднему тарифу январь 2003/ декабрь 2002. январь 2003/ 1990

коп/кВтч
%
%
раз

71,33
103,2
106,3
43152

Тарифы на электроэнергию

Все энергокомпании, входящие в Холдинг РАО "ЕЭС России", разделены на семь объединенных энергосистем по территориальному признаку, оперативное управление которых осуществляется Представительствами РАО "ЕЭС России".

Итоги продаж энергии за 12 месяцев 2002 года по Представительствам РАО "ЕЭС России" представлены в таблице 10.



Таблица 10

Регион

Причитается к оплате за 12 месяцев 2001 г., 
млн. рублей

Оплачено, 
млн. рублей

% оплаты

Суммарная задолженность на конец периода,
млн. рублей

РАО "ЕЭС России"

534 626

544 944

101,9

79 542

ЦЕНТРЭНЕРГО

151 231

154 491

102,2

19 583

СЕВЗАПЭНЕРГО

57 731

58 149

100,7

6 141

ВОЛГАЭНЕРГО

54 599

56 080

102,7

12 758

ЮЖЭНЕРГО

27 704

28 179

101,7

4 153

УРАЛЭНЕРГО

135 154

137 955

102,1

17 825

СИБИРЬЭНЕРГО

70 106

70 845

101,1

7 599

ВОСТОКЭНЕРГО

38 100

39 245

103,0

11 482

Итоги продаж энергии за 12 месяцев 2002 года



ЦЕНТРАЛЬНОЕ ДИСПЕТЧЕРСКОЕ УПРАВЛЕНИЕ ЕЭС РОССИИ

РАО «ЕЭС РОССИИ» МАТЕРИНСКАЯ КОМПАНИЯ



ФИЛИАЛЫ И ПРЕДСТАВИТЕЛЬСТВА РАО «ЕЭС РОССИИ»2.2 Структура РАО «ЕЭС России»











































АКЦИОНЕРНЫЕ ОБЩЕСТВА ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРОФИКАЦИИ, ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ, ВХОДЯЩИЕ В СОСТАВ РАО «ЕЭС России»

Центрэнерго

Севзапэнер

Волгаэнерг



Уралэнерго

Южэнерго

Сибирьэнерго

Востокэнерго

Астраньэнерго

Белгородэнерго

Владимирэнерго

Волгоградэнерго воронжэнерго

Ижэнерго

Калугаэнерго

Кострамаэнерго

Курскэнерго

Липецкэнерго

Мосэнерго

Нижновэнерго

Орёлэнерго

Рязаньэнерго

Тамбовэнерго

Тверьэнерго

Тулэнерго

Ярэнерго

Волжская ГЭС

Конакотская ГРЭС

Костромская ГРЭС

Каскад Верхневолжских ГЭС

Рязанская ГРЭС

Черепетская ГРЭС

Щекинские ПГУ

Архэнерго

Брянскэнерго

Карелэнерго

Колэнерго

Комиэнерго

Ленэнерго

Новгородэнерго

Псковэнерго

Смоленскэнерго

Янтарьэнерго

Печорская ГРЭС

Псковская ГРЭС

Северо-западная ТЭЦ

Калининградская ТЭЦ-2

	Мариэнерго

	Мордовэнерго

	Пензаэнерго

	Самарэнерго

	Саратовэнерго

		Ульяновскэнего

	Чугашэнерго

	Волжская ГЭС

Башкирэнерго

Кировэнерго

Курганэнерго

Оренбургэнерго

Пермэнерго

Свердлдовэнего

Тюменьэнерго

Удмуртэнерго

Челябэнерго

Воткинская ГЭС

Камская ГЭС

Пермская ГРЭС

Троицкая ГРЭС



Грозэнерго

Дагэнерго

Ингушэнерго

Каббашэнерго

Калмэнерго

Корачево-

Черкасэнерго

Ростовэнерго

Севкавказэнего

Ставрапольэнерго

Сулакэнерго

Иртакайская ГЭС

Небинкомыкская

ГРЭС

Новочеркасская

ГРЭС

Ставропольская ГРЭС

Зеленкусские ГЭС

Кубань ГРЭС

«Прометей»

Алтайэнерго

Бурятэнерго

Краснодарэнерго

(включая Тувятэнерго)

Кузбазэнерго

Новосибирскэнерго

Омскеэнерго

Томскэнерго

Хакасэнерго

Читаэнерго

Таймырэнерго

(Курейская и Усть-Хангайская ГЭС0

Березовская ГРЭС-1

Бийская ТЭЦ-1

Красноярская ГРЭС-2

Саяно-Шушенская

ГРЭС



Амурэнерго

Дальэнерго

Камчатэнерго

Магаданэнерго

(включая Чукотск-

энерго)

Сахалинэнерго

Хабаросвкэнерго

Якутскэнерго

Бурейская ГЭС

Вилюйская ГЭС - №3

Зейская ГЭС

Колымэнерго

(Колымская ГЭС

Лу ТЭК

(ПриморскаяГРЭС)

Ноглицкая ГЭС

Геотерм















Электростанции – филиалы:

Нижегородская ГЭС,

Саратовская ГЭС,

Харанорская ГРЭС

Региональные предприятия энергетического надзора

Представительства РАО «ЕЭС России» по управлению акционерными обществами

Объединённые диспетчерские управления энергосистемами - ОДУ

Территориальные обособленные подразделения – межсистемные электрические сети РАО «ЕЭС России», Электросетьсервис







Энергостроительный комплекс ЕЭС, Украинский филиал

































































ПРОЧИИ ОРГАНИЗАЦИИ ГРУППЫ РАО «ЕЭС РОССИИ»

Научно-исследовательские и    Строительные и обслуживающие    Непрофильные организации

   Проектно-изыскательские		организации

	организации













2.3 Причины необходимости реформирования

Первый этап рыночных реформ в электроэнергетике России был проведен в начале-середине 90-х годов, и его результатами стало введение в отрасли новой системы хозяйственных отношений, адекватных рыночной экономике. Коммерциализация и корпоратизация предприятий отрасли привели к созданию рынка электроэнергии, внедрению экономических принципов ценообразования, формированию рыночных субъектов  энергетических компаний, а их частичная приватизация открыла возможности для прихода частного капитала в электроэнергетику.

Вместе с тем, на начальном этапе реформирования было сохранено доминирующее влияние государства на функционирование и развитие отрасли, которое осуществлялось как через имущественные механизмы (контрольные пакеты акций энергокомпаний), так и через систему тотального регулирования цен на оптовом и розничных рынках электроэнергии. Существенный дисбаланс между интересами государства и бизнеса в этой ситуации был вынужденной мерой в первые годы формирования новой экономической среды, однако его сохранение в дальнейшем привело к появлению целого ряда негативных тенденций в электроэнергетике;

-необоснованный рост производственных и инвестиционных затрат при отсутствии реальных антизатратных стимулов на рынке;

-ухудшение финансового состояния компаний из-за политики госрегулирования (сдерживания цен электроэнергии, перекрестного субсидирования), а также неплатежей;

-сохранение низкой инвестиционной привлекательности отрасли и отсутствие значительных внешних инвестиций.

Началом второго этана в реформировании стало принятие в 1997 г. Указа Президента РФ № 427. Однако необходимость интенсификации процесса преобразований потребовала разработки детальной программы реформирования электроэнергетики, основные положения которой были одобрены Правительством РФ летом 2001 г.

Необходимость второго этапа реформирования связана с совершенствованием существующей системы хозяйственных отношений, которая должна обеспечить повышение эффективности работы электроэнергетики, а также инвестиционной привлекательности бизнеса, создать благоприятные условия для развертывания масштабного инвестиционного процесса в отрасли, жизненно необходимого в условиях начавшегося экономического роста.

Идея реформирования российской электроэнергетики возникла из ответов на самые простые и очевидные вопросы - кто, сколько, кому и за что платит. Сегодня РАО "ЕЭС России" является монополистом в сфере энергоснабжения и представляет собой финансово-производственный холдинг, в состав которого входят региональные энергокомпании, крупные федеральные электростанции, а также межсистемные электрические сети. Контрольный пакет акций (52%) РАО "ЕЭС России" принадлежит  государству. Государство регулирует деятельность энергохолдинга и устанавливает цены на его услуги и продукцию.

Искусственно заниженные тарифы на электроэнергию были до недавнего времени одним из основных стимулов экономического роста России. Правительство устанавливает тарифы и имеет серьезные основания для сохранения такого положения вещей. Российские власти хотят быть уверенными в том, что российские семьи не останутся без света, а фирмы и предприятия смогут продолжать работу. Население России такое положение устраивает, чего не скажешь о РАО СЭС, российском энергетическом гиганте. РАО ЕЭС находится в плену у правительства, владеющего контрольным пакетом акций. В результате энергохолдинг лишается финансовых средств, техническое состояние оборудования ухудшается. Если имеющаяся тенденция будет усиливаться, Россия в скором времени столкнется с энергетическим кризисом.

Энергетическая отрасль напрямую связана с политикой во всем мире, в особенности это касается России, пребывающей в настоящий момент в середине пост коммунистического периода. Дебаты по вопросам реформы сталкивают интересы федерального правительства с интересами губернаторов. Москва определяет оптовые тарифы на электроэнергию, а губернаторы устанавливают розничные цены. Они заинтересованы в сохранении настоящего положения вещей, поскольку намерены защитить те отрасли промышленности, которые находятся под их контролем. Кроме того, они заинтересованы в поддержании низких цен на электричество для населения, которое платит в среднем 2 $ в месяц, чтобы в домах горел свет. А $2 - это средняя цена бутылки водки не самого высокого качества.

Существующая сегодня в энергетике хозяйственная система не устраивает ни одного из ее участников. Рядовые потребители не довольны тем, что с каждым годом они платят за электричество больше, и за эти деньги им никто не может гарантировать надежного и бесперебойного энергоснабжения. Отключения электроэнергии стали нормой российской жизни. Поиск виновных неизбежно приводит к региональной энергокомпании, которая "кивает" на региональные власти и подконтрольные им энергетические комиссии, якобы в популистских целях устанавливающие заведомо дефицитный тариф. Власти в свою очередь переводят ответственность на региональную энергосистему, которая, по их мнению, требует слишком много денег и тратит их не экономно. Как ни парадоксально, правы обе стороны. Тариф, устанавливаемый региональной энергетической комиссией, действительно не покрывает всех затрат региональных энергокомпаний, многим из них не хватает средств даже на то, чтобы поддерживать систему в рабочем состоянии. А региональные энергосистемы действительно не заинтересованы сокращать свои издержки.

Не довольно положением в энергетике и государство. Приоритетными задачами для России являются развитие рыночной экономики и стабильный экономический рост. Энергетика же сегодня является одной из последних отраслей, где сохранились рудименты советской экономической модели. И эта модель не имеет внутренних резервов, механизмов и предпосылок для того, чтобы развиваться. Сегодня мы, потребители электричества и тепла, проедаем промышленный ресурс, накопленный Советским Союзом. Все ныне работающие электростанции, все линии электропередачи достались нам в наследство от советских времен. Используемый нами потенциал электроэнергетики не вечен, уже сегодня даже в самых благополучных энергосистемах европейской части России общий уровень износа оборудования перевалил за отметку в 50 процентов.

В прошедшем году из-за ограниченных вводов нового оборудования продолжалась эксплуатация оборудования, отработавшего нормативные и парковые сроки. При существующих темпах замены и реновации свойств металла к 2005 году парковый ресурс выработает 38%, или 74,4 млн. кВт, генерирующего оборудования. Оставшиеся мощности смогут обеспечить только внутренние потребности страны в электроэнергии при сохранении ее на уровне 1998 года.

В дальнейшем деградация оборудования будет стремительно увеличиваться. К 2020 году средняя наработка теплосилового оборудования высокого давления составит 85% от паркового срока службы. Оборудование среднего давления к этому сроку отработает 90% срока службы.

Число отказов котельного оборудования в последние годы сохраняется на уровне 1,8-1,9 тысячи в год. Наиболее часто (85-90%) повреждались поверхности нагрева котлов. Около 65% повреждений связано с исчерпанием ресурса работы и с недостатками в эксплуатации. Примерно 20-25% повреждений поверхностей нагрева связано с недостатками в ремонте.

На сегодняшний день значительный износ имеют роторы высокого давления, изготовленные из стали 34ХМА, турбин, работающих при параметрах пара Р=9 МПа, Т=500 С. При значении паркового ресурса этих роторов 270 тыс. ч многие из них превысили этот срок службы (до 500 тыс. ч). Кроме того, турбины на эти параметры пара создавались в 50-е годы и ранее, когда металлургическое производство крупных поковок было несовершенно, а применявшиеся методы контроля не позволяли выявить опасные дефекты. После 40-50 лет эксплуатации исходные дефекты становятся очагами зарождения эксплуатационных трещин. По результатам контроля роторов из стали 34ХМА почти в каждом втором роторе выявляются дефекты, ограничивающие его дальнейшую эксплуатацию. Еще более опасная ситуация складывается с эксплуатацией роторов турбин мощностью 500-1200 МВт. Парковый ресурс этих турбин из-за высокого уровня эксплуатационных напряжений составляет 100 тыс. ч. Наработка многих роторов этого типа приближается к парковому ресурсу. Темп накопления повреждений в ближайшие годы будет опережать соответствующие показатели для турбин меньшей мощности.

Основными причинами выхода из строя оборудования являются:

Длительное старение металла энергетического оборудования из-за отсутствия замен физически изношенного.

Недостаточный, а в отдельных случаях некачественный, контроль состояния металла.

Эксплуатация длительно работающего металла в маневренных режимах.

Разговоры о строительстве новых электростанций или достройке еще советских объектов относятся к области фантастики. Уже через 3-4 года в подавляющем большинстве краев и областей России начнутся процессы необратимого физического разрушения производящих электричество и тепло генераторов и котлов, линий электропередачи и тепловых сетей. Среднегодовой ввод генерирующих мощностей в нашей стране в 1981-1990 годах составлял 5000 МВт, в Китае ежегодно на протяжении последних 15 лет этот показатель составляет 17 000 МВт. В России в 2002 году планируется ввод новых генерирующих мощностей общим объемом 890 МВт. Российское правительство сегодня серьезно обеспокоено сложившейся в энергетике ситуацией: эта отрасль может стать реальным тормозом растущей экономики России.

Прогнозы экономического развития России, по словам М. Касьянова, говорят о том, что с 2005 года имеющиеся генерирующие мощности начнут выходить из строя, а потребности в электроэнергии заметно возрастут. Развитие промышленности и потребление энергии в частном секторе потребует увеличения имеющихся мощностей, что немедленно приведет к разрыву между генерирующими мощностями и потребностями экономики.

Мы вынуждены будем закупать электроэнергию в том же Китае, а это уже угроза национальной безопасности и независимости России.

Чтобы избежать этой ситуации, Правительство, по мнению М. Касьянова, должно принимать меры уже сейчас, начиная модернизацию отрасли. Для решения этих проблем нужны десятки миллиардов рублей, которые не может дать российский бюджет. Между тем в стране есть свободный внутренний частный капитал, в мире существуют финансовые институты и компании, занимающиеся инвестированием в энергетику. Но привлечение этих инвестиций в российскую энергетику невозможно. Эта отрасль у нас не является бизнесом, а энергопредприятии не являются нормальными бизнес структурами и не отвечают даже минимальным требованиям финансовой прозрачности и прибыльности, которые предъявляют инвесторы.

В сложившейся ситуации можно оставить все как есть, и заложить деньги на инвестиции, например в тариф. Наверное, таким образом, мы решим проблему инвестиций в энергетику, но решим ее крайне не эффективно:

энергетики будут стоять с протянутой рукой, и требовать все больше и больше денег на свои нужды, а тариф будет расти еще более быстрыми темпами, чем сейчас. Полученные таким образом средства, как любые деньги не заработанные, а "подаренные" сверху, расходоваться будут не эффективно. Все это мы уже проходили в советское время. К тому же износ фондов вовсе не является единственной проблемой отрасли. Есть ещё оптовые перепродавцы, фактически представляющие собой лишнее звеном между поставщиком и потребителем электроэнергии и задолжавших энергетикам сотни миллионов рублей. Имеет место влияние политического и человеческого фактора на такой чисто экономический процесс как формирование цены на электроэнергию. До сих пор сохраняется практика перекрестного субсидирования, когда промышленные потребители вынуждены дотировать население и переплачивать за электроэнергию, что в ряде случаев делает их продукцию не конкурентоспособной. Наконец, у энергетиков отсутствует реальная мотивация сокращать издержки, а у потребителей - ценить и экономить электричество, а значит, более бережно относится к природным ресурсам, которые являются топливом для электростанций.

По оценкам РАО ЕЭС, чтобы привлечь инвестиции в российскую энергетическую отрасль, необходимо, чтобы к 2005 году оптовые цены на электричество выросли вдвое. По мнению Филиппа Воробьева из Кембриджского центра по анализу развития электроэнергетической отрасли, российской энергетической отрасли в ближайшие десять лет понадобятся инвестиции в размере от $20 млрд. до $50 млрд. Действующие энергетические мощности в восемьдесят гигаватт (на сегодняшний день это половина всей энергетической мощности России), должны быть изъяты из эксплуатации в ближайшие 20 лет по причине износа оборудования. В то же время 120 гигаватт энергетических мощностей должны быть введены в эксплуатацию. 120 гигаватт энергомощностсей - это больше чем современные энергетические потребности Франции. Если инвестиций в российскую энергетическую отрасль не последует, Россию столкнется с дефицитом электроэнергии в период 2003-2008 гг., Многие российские регионы уже остались без электричества.

 Очевидно, что необходима структурная перестройка всей работы энергетической отрасли России, а не "прикладывание пластыря" к каждой отдельной проблеме. Правительство уже предприняло шаги, чтобы избежать этих далеко не радостных последствий. Российский премьер-министр Михаил Касьянов подписал постановление о реформе энергетики в июле 2001 года.

2.4 Основные направления рыночных реформ в электроэнергетике России

В условиях рыночной экономики управление функционированием и развитием электроэнергетики должно строиться с учетом особенностей отрасли. Электроэнергетика является:

• важнейшей инфраструктурной частью экономики, обеспечивающей производство электроэнергии (которая практически не заменяема другими энергоносителями), а также значительной части централизованного тепла;

• крупнейшим потребителем топливных ресурсов с набольшими возможностями их взаимозамещения, играющим ведущую роль в формировании топливно-энергетичсского баланса страны и регионов;

• сложнейшей технической системой с жесткими законами функционирования и высокой централизацией оперативно-диспетчерского управления процессами производства и передачи электроэнергии;

• большой экономической системой, объединяющей множество хозяйственных субъектов различных форм собственности, которые осуществляют коммерческую деятельность на рынках электрической и тепловой энергии, являющихся одними из крупнейших по объему реализации.

Таким образом, для эффективной работы электроэнергетики необходимо обеспечить оптимальный баланс межотраслевых (народнохозяйственных), системных и корпоративных требований, в полной мере отражающих интересы двух основных сторон, вовлеченных в процесс управления: государства и бизнеса (в широком смысле этого слова, включая менеджмент энергокомпаний, их собственников, а также прочих частных инвесторов). При этом необходимо учитывать значительные различия между требованиями государства и бизнеса к управлению функционированием и развитием отрасли, которые предполагают разные подходы к организации оперативно-хозяйственной и перспективной деятельности в электроэнергетике.

Оперативно-хозяйственная деятельность охватывает весь спектр технико-экономических вопросов текущего функционирования электроэнергетики, включая эксплуатацию существующих производственных фондов для выработки электроэнергии и тепла (генерация), их передачи по сетям (транспорт и распределение), а также реализацию потребителям (сбыт). Ключевыми элементами системы оперативно-хозяйственной деятельности являются рынки энергетической продукции, функционирование которых обеспечивает передачу электроэнергии и тепла от компаний-производителей перепродавцам и конечным потребителям.

Основным требованием государства к функционированию электроэнергетики является надежность энергоснабжения экономики, которая в значительной степени зависит от управляемости технологических процессов производства и передачи электроэнергии, обеспечения баланса производства и потребления в каждый момент времени на каждом участке сети. Исходя из этого, контроль за системами диспетчеризации, транспорта и распределения электроэнергии является приоритетным для обеспечения государственных интересов в рамках оперативно-хозяйственной деятельности. Важно отметить, что данные секторы отрасли относятся к сфере естественной монополии, что также требует участия государства в их экономическом регулировании.

Основным критерием оперативно-хозяйственной деятельности с точки зрения бизнеса является максимизация коммерческого эффекта, прибыли и доходности собственных генерирующих и транспортных активов. В то же время внешнее (государственное) регулирование рынка, как правило, создает жесткие ограничения на прибыльность компаний. Поэтому интересы бизнеса в электроэнергетике естественным образом ориентированы на ту часть оперативно-хозяйственной деятельности, в которой принципиально возможно сокращение государственного регулирования экономических процессов. Прежде всего, это относится к секторам генерации и сбыта электроэнергии, которые не являются естественными монополиями, и их функционирование может быть организовано на де регулированной, конкурентной основе.

Перспективная деятельность в электроэнергетике ориентирована на решение стратегических задач развития производственной базы отрасли, модернизации существующих и создания новых фондов (генерирующих и транспортных мощностей) в соответствии с тенденциями спроса на электроэнергию и тепло. Основными составляющими перспективной деятельности являются:

• формирование  правильных инвестиционных  приоритетов  на основе прогнозирования отрасли и отбор инвестиционных проектов;

• организация и управление инвестиционным процессом, включающие в себя аккумулирование необходимых инвестиционных ресурсов, их распределение по объектам капитальных вложений, контроль эффективного использования средств при сооружении объектов и эффективную реализацию созданных производственных фондов.

На развитие электроэнергетики в рыночной среде влияют долгосрочные интересы государства и бизнеса, которые определяют масштабы их участия в перспективной деятельности и распределение функций в сфере плакирования и финансирования инвестиций.

Так, вне зависимости от особенностей хозяйственной среды, основным требованием, определяющим развитие отрасли, является обеспечение стратегической устойчивости электроснабжения, то есть гарантированное в долгосрочной перспективе надежное и эффективное удовлетворение растущего потребительского спроса. Это условие составляет основу государственной энергетической политики, и, таким образом, усиливает степень влияния государства в управлении развитием электроэнергетики.

Требование стратегической устойчивости формирует четкую систему государственных инвестиционных приоритетов, которая не ограничивается сетевой инфраструктурой, но также с необходимостью предполагает реализацию целого ряда инвестиционных решений в секторе генерации, включая:

развитие крупных объектов межсистемного значения (в том числе, объектов, участвующих в регулировании режимов), которые вместе с системообразующими ЛЭП высокого напряжения формируют интегрирующую технологическую основу отрасли;

развитие технологий, обеспечивающих рационализацию структуры потребления первичных энергоресурсов, предусмотренную Энергетической Стратегией (снижение доли газа), за счет развития угольных ТЭС, АЭС, а также объектов нетрадиционной энергетики;

повышение производственной эффективности отрасли за счет масштабного внедрения прогрессивных технологий производства электроэнергии, и поддержки НТП;

повышение экологической безопасности отрасли путем внедрения улучшенных способов очистки выбросов, особенно на угольных ТЭС, и использования экологически "чистых" производственных технологий (например, котлы с ЦКС).

В отличие от государственных приоритетов, предпочтения бизнеса в перспективной   деятельности   продиктованы   корпоративными   стратегическими интересами. В их основе лежит максимизация ожидаемого дохода за счет увеличения доли рынка, снижения затрат и т.д., а формирование инвестиционных приоритетов прямо связано с коммерческой эффективностью развития бизнеса,

Задача обеспечения устойчивого баланса между требованиями государства и бизнеса является центральной в процессе рыночного реформирования электроэнергетики. Необходимо отметить, что ее решение представляется особенно сложным в сфере организации перспективной деятельности, где интересы государства существенно выше и гораздо сильнее пересекаются с бизнес интересами компаний и инвесторов, прежде всего, в секторе генерации, порождая потенциальные конфликты и требуя создания эффективных механизмов их урегулирования,

Либерализация оперативно-хозяйственной деятельности в секторе производства электроэнергии неизбежно отразится и на условиях организации перспективной деятельности по развитию генерирующих мощностей, которая также будет в значительной мере переориентирована на обеспечение долгосрочных интересов бизнеса:

1). Рост числа хозяйственно самостоятельных поставщиков электроэнергии:

генерирующих компаний (ГК), образованных в ходе реструктуризации РАО «СЭС России» и АО-энерго, а также независимых производителей электроэнергии (НПЭ) приведет к усилению децентрализации в принятии инвестиционных решений, которые будут опираться на параметры корпоративных стратегий развития бизнеса компаний.

2).  Необходимость  масштабного  привлечения  частных  инвестиций  и соответствующее усиление позиций частного капитала в управлении генерирующими компаниями приведет к росту коммерческой мотивации в принятии инвестиционных решений, доминированию критериев коммерческой эффективности проектов при формировании корпоративных стратегий развития ГК и тем более НПЭ.

3). С прекращением регулирования цен на рынке государство лишается мощного рычага управления инвестиционным процессом через регулирование тарифов электроэнергии, включая размер целевых инвестиционных средств для производителей электроэнергии. Кроме того, последовательное снижение доли участия государства в капитале генерирующих компаний существенно сокращает потенциал использования имущественных механизмов влияния на стратегию развития бизнеса генерирующих компаний. Таким образом, в результате реформирования произойдет существенное ослабление возможностей прямого государственного влияния на инвестиционные решения генерирующих компаний.

Новые тенденции в управлении развитием отрасли, формирующиеся при дерегулировании инвестиционного процесса, объективно затрудняют реализацию государственных приоритетов в секторе генерации, направленных на обеспечение стратегической устойчивости электроснабжения. Большинство проектов, отвечающих стратегическим интересам государства, будут иметь более низкие показатели коммерческой эффективности и конкурентоспособности по сравнению с инвестиционными альтернативами, рассматриваемыми компаниями при формировании своей инвестиционной программы и, следовательно, могут иметь небольшие шансы быть реализованными с точки зрения бизнеса.

Для того чтобы обеспечить согласование долгосрочных государственных и корпоративных интересов при реорганизации перспективной деятельности в секторе генерации, необходимо создать условия, при которых государство и частный капитал будут выступать как равноправные участники инвестиционного процесса. Это потребует формирования новой системы управления развитием генерирующих мощностей, состоящей из двух уровней:

корпоративного, который будет образован самостоятельными хозяйственными субъектами (генерирующими компаниями, независимыми производителями электроэнергии). Основной задачей на этом уровне станет обеспечение устойчивого развития бизнеса и повышение его долгосрочной эффективности в соответствии с корпоративными стратегиями;

системного, задачей которого станет обеспечение требуемого влияния государства на координацию инвестиционного процесса в соответствии с требованиями стратегической устойчивости и экономической эффективности электроснабжения, прежде всего, за счет поддержки государственных инвестиционных приоритетов в развитии генерирующих мощностей.

Корпоративный уровень управления возникнет естественным образом параллельно с формированием новых генерирующих компаний и появлением НТ1Э. В то же время для реализации государственных интересов в перспективной деятельности потребуется создание нового специального органа (Инвестиционного Оператора), на который будут возложены функции системного управления инвестиционным процессом. Безусловным требованием является обеспечение полного государственного контроля за деятельностью Инвестиционного Оператора (ИО).

Задача координации планирования и финансирования инвестиций, выполняемая ИО,   органично   связана   с   обеспечением   надежности   функционирования электроэнергетики, так как сбалансированное развитие производственной базы создает необходимые условия для бесперебойной работы отрасли в перспективе. Поэтому при организации системного уровня управления развитием потребуется обеспечить тесное взаимодействие между ИО и сетевой компанией (СК), а также Системным Оператором, осуществляющим системное управление функционированием отрасли.

Возможным вариантом представляется также передача функций ИО дочернему подразделению сетевой компании. Это решение в условиях конкурентного рынка позволит сформировать единый центр ответственности как за оперативную, -гак и за перспективную надежность электроснабжения, а также обеспечить безусловный контроль со стороны государства (как главного собственника и регулятора СК) за деятельностью ИО. В то же время такая схема позволит обеспечить организационное и финансовое разделение деятельности Инвестиционного Оператора и остального бизнеса сетевой компании, позволяющее  избежать конфликта интересов и сохранить прозрачность регулирования естественно-монопольных транспортных услуг.  '

Взаимодействие между двумя уровнями управления должно быть организовано на всех этапах перспективной деятельности, включая планирование, финансирование и реализацию   инвестиционных   проектов.   Для   координации   корпоративных инвестиционных решений и их согласования с общесистемными приоритетами в развитии генерирующих мощностей ИО должен обеспечить решение следующих задач:

- организацию непрерывного процесса общесистемного (отраслевого) стратегического планирования, выполняемого в рамках разработки схем развития ЕЭС-ОЭС, а также долгосрочной стратегии развития отрасли;

- отбор конкретных инвестиционных проектов электростанций, имеющих высокий общесистемный или общеэкономический приоритет, и определение их основных параметров, включая месторасположение, установленную мощность, возможно - тип электростанции и вид проектного топлива;

- организацию финансирования для данных проектов, ориентированную на максимальное привлечение генерирующих компаний и внешних инвесторов к их реализации; в отдельных случаях ИО должен обеспечить также самостоятельное финансирование проектов.

Следует отметить, что важной составляющей стратегической устойчивости энергоснабжения является стабильность инвестиционных потоков в отрасли. Переход к новой системе финансирования инвестиций, особенно на начальных этапах становления конкурентного рынка, будет сопровождаться появлением целого ряда рисков, которые могут создать серьезные препятствия для стабильного и достаточного самостоятельного финансирования программы развития генерирующих мощностей ГК и НПО

Поэтому еще одной задачей  Инвестиционного Оператора в период реформирования станет управление данными рисками, прежде всего, за счет страховой поддержки проектов, включенных в корпоративные бизнес-планы, в случае недостаточности собственных инвестиционных ресурсов компаний, получаемых из основных источников: прибыли и внешних частных инвестиций.



Таблица 13

Риски

Причина

Низкие объемы прибыли, зарабатываемый компаниями на конкурентном рынке

Неразвитость контрактных отношений и общее снижение эффективности управления рыночными процессами в период становления конкурентных механизмов.

Недостаточно быстрые темпы снижения эксплуатационных затрат.

Изменение соотношения цен на различные виды топлива, поставляемого на электростанции, в связи с планируемой либерализацией топливных рынков (прежде всего, природного газа).

Несогласованная политика регулирования тарифов на тепловую энергию, отпускаемую от ТЭЦ. При установлении заниженных тарифов на тепло прибыль компаний от участия на конкурентном рынке электроэнергии будет частично направляться на покрытие убытков от продажи тепла.

Ограниченные возможности для привлечения внешнего финансирования

Недостаточные показатели прибыльности инвестиций в генерацию и неустойчивое финансовое состояние компаний.

Требования дополнительных гарантий или повышенная стоимость капитала по предоставляемым финансовым ресурсам в условиях высоких рыночных рисков.

Общая настороженность стратегических инвесторов по отношению к первым результатам реформирования и ожиданиями стабилизации на рынке электроэнергии.

«Проедание» или не целевое использование прибыли

Нежелание компаний развивать генерирующие активы в условиях низкой прибыльности бизнеса, что может привести к выплате завышенных дивидендов или инвестированию в альтернативные проекты, не имеющие отношение к производству электроэнергии, но обеспечивающие более высокий коммерческий эффект.

Характеристика рисков недофинансирования инвестиций в условиях становления конкурентного рынка электроэнергии



Согласование государственных и корпоративных интересов в условиях либерализации инвестиционного процесса потребует дополнительных механизмов, которые позволят эффективно выполнять функции системного управления. При этом необходимо, чтобы действия Инвестиционного Оператора оказывали минимальное воздействие на конкурентоспособность, финансовое состояние и привлекательность ГК и НПЭ для частного капитала и, таким образом, не вызывали серьезных конфликтов с бизнес-интересами производителей электроэнергии.

Финансовые механизмы управления, естественные для конкурентного рынка, должны стать основными и в деятельности ИО, а применение методов административного принуждения компаний должно быть ограничено, и допускаться только в крайних ситуациях. В этой связи для эффективной работы Инвестиционного Оператора потребуется обеспечить централизацию достаточных финансовых ресурсов, при помощи которых он будет способен влиять на инвестиционные решения компаний. Наличие таких ресурсов также является необходимым  условием  поддержания стабильности инвестиционного процесса в конкурентной среде и снижения рисков недофинансирования корпоративных программ развития.

Целевое использование средств фонда на продвижение государственных интересов предопределяет необходимость активного участия государства в его финансировании. В то же время страховая поддержка инвестиционных проектов ГК и НПЭ делает оправданным также долевое участие компаний в его формировании.

Государственное финансирование фонда может производиться за счет комбинирования ряда источников:

	дивиденды, начисляемые на государственные пакеты акций РАО «ЕЭС России» и компаний, формируемых в ходе реструктуризации холдинга (в частности, федеральной сетевой компании);

	дополнительное налогообложение электростанций при потреблении газа для производства электроэнергии, которое позволит уравнять конкурентные позиции (обеспечив равно эффективность) газовых и  альтернативных технологий. Использование данных налоговых поступлений может носить целевой характер финансовой поддержки инвестиционных проектов угольной и атомной энергетики.

	бюджетные средства, выделяемые в порядке исключения на особо социально значимые проекты в энергетике, в рамках бюджета развития, целевых федеральных и региональных программ и т.д.

Финансирование фонда может быть также организовано через мощностную компоненту цены электроэнергии, формируемую на рынке резервной мощности. Для этого наряду с платежами за различные виды оперативного резерва для субъектов рынка может быть предусмотрена плата за стратегический резерв, которая будет действовать с целью  предотвращения  резкого  снижения  располагаемой  мощности  против существующих нормативов.

Корпоративное финансирование фонда со стороны компаний может быть организовано в форме обязательного резервирования части выручки или ежегодных страховых взносов. Важно обеспечить, чтобы отчисления компаний в централизованный фонд стали не только способом формирования финансовых резервов для страхования рисков недофинансирования инвестиций, но также создавали бы серьезные экономические препятствия для не инвестиционного и не целевого использования свободных собственных средств и, соответственно, предлагали стимулы для повышения эффективности сделанных капиталовложений.

В соответствии с этой задачей размер отчислений в страховой фонд должен ежегодно определяться индивидуально для каждой компании с учетом целого ряда показателей инвестиционной активности: величины инвестиций, сделанных в прошлом году, вводов новой мощности, динамики объемов незавершенного строительства, доли непроизводственных активов и т.д. Страховой взнос, взимаемый в такой форме, позволит снизить риск «проедания» прибыли, получаемой на конкурентном рынке: деньги, не инвестированные самой компанией, все равно будут частично направлены на нужды развития отрасли. В качестве компенсации на последующих этапах компаниям должен быть обеспечен возврат сделанных компаниями отчислений в виде долевой собственности в объектах, сооруженных за счет средств страхового фонда или после распределения выручки от их продажи.

Эффективность работы Инвестиционного Оператора по управлению развитием на системном уровне в значительной степени зависит от разработки четких механизмов использования данных средств централизованного страхового фонда для реализации государственных инвестиционных приоритетов, а также обеспечения стабильности финансирования инвестиций.

1). Осуществление проектов, отвечающих межотраслевым требованиям развития отрасли или имеющих высокое системное значение, но недостаточные коммерческие  показатели,  потребует дополнительной финансовой поддержки, независимой от компаний, которая должна быть предоставлена Инвестиционным Оператором. В начальный период реформирования, в условиях становления генерирующих компаний и ограниченности их инвестиционных возможностей, Инвестиционный Оператор должен будет осуществлять самостоятельную реализацию данных проектов, полностью обеспечивая их финансирование из централизованного фонда.

После завершения строительства и ввода в эксплуатацию данные генерирующие мощности будут оставаться в собственности ИО. Так как производство электроэнергии не является сферой деятельности Инвестиционного Оператора, необходимо обеспечить эффективную организацию управления активами, созданными с участием ИО, например, путем их передачи в оперативное управление специальной генерирующей компании, созданной с участием Инвестиционного Оператора и государства.

Таким образом, в электроэнергетике постепенно будет формироваться «системное генерирующее ядро», находящееся под государственным контролем, основной задачей которого будет обеспечение совместно с сетевой инфраструктурой текущей надежности энергоснабжения. На начальном этапе в его состав будут включаться все крупные объекты, сооружаемые с участием ИО. В перспективе его размер будет последовательно сокращаться за счет продажи на торгах или сдачи в аренду станций, способных работать в режиме конкурентного рынка и не несущих специальных системных функций (то есть, не связанных напрямую с обеспечением надежности энергоснабжения).

С развитием конкурентной среды, увеличением частного капитала в секторе генерации, укреплением финансового положения компаний, масштабы централизованного финансирования, осуществляемого Инвестиционным Оператором для проектов, имеющих высокий государственный приоритет, могут быть постепенно сокращены за счет привлечения для их реализации генерирующих компаний и независимых внешних инвесторов. При этом в сфере безусловной ответственности ИО останутся проекты системной важности, имеющие существенные технические или иные ограничения на участие в режиме конкурентной торговли и выполняющие системные функции по обеспечению надежности.

Для всех остальных проектов Инвестиционным Оператором организуется тендер между ГК и независимыми инвесторами на право их сооружения. Формальная процедура предложения о строительстве должна сопровождаться со стороны ИО специальными финансовыми схемами поддержки данных проектов, обеспечивающими их достаточную коммерческую привлекательность для будущих собственников (например, льготными кредитами из средств страхового инвестиционного фонда или кредитными гарантиями).

2). Разработка механизмов обеспечения стабильности инвестиций в секторе генерации должна быть основана на традиционных для рыночной экономики принципах финансирования коммерческих проектов. Страховая поддержка инвестиционных программ компаний должна носить адресный характер, поэтому ее предпочтительно организовать в форме проектного, а не корпоративного финансирования, с обязательным отбором проектов на конкурсной основе. Компании самостоятельно формируют и представляют ИО с необходимым экономическим обоснованием заявки на финансовую поддержку проектов, на основе которых Инвестиционный Оператор организует тендер на финансирование. Решение о выделении страховых инвестиций должно приниматься с учетом системных приоритетов развития, но главным критерием отбора должен стать коммерческий эффект инвестиций. Для развития конкурентной среды представляется важным обеспечить равный доступ к централизованным инвестиционным ресурсам как ГК, так и НПЭ.

Наиболее приемлемой формой страховой поддержки компаний, особенно на начальных этапах реформирования, является непосредственное участие ИО в проекте в качестве стратегического инвестора. Применяемые при этом схемы проектного финансирования должны обеспечить:

эффективный контроль ИО за целевым использованием выделенных средств в рамках согласованного графика работ;

права собственности ИО на активы, созданные за счет централизованных инвестиций.

По завершении проекта ИО, не имеющий интересов в эксплуатации, может переуступить права собственности на объекты, сооруженные с его участием, данной компании в обмен на эквивалентный по рыночной стоимости пакет ее акций. Использование схемы «активы в обмен на акции» связано с изменением в структуре акционеров компании-производителей и, в частности, с ростом пакета акций, контролируемых Инвестиционным Оператором (то есть, фактически государством). Рост доли государства в капитале генерирующих компаний на начальном этапе реформирования представляется обоснованным, так как создает дополнительные механизмы влияния на политику компаний в условиях либерализации рынка. Однако по мере развития конкурентной среды в генерации данная тенденция будет создавать конфликт с долгосрочной задачей повышения привлекательности сектора для частного капитала, поэтому на следующих этапах реформирования необходимо обеспечить постепенное сокращение пакета, находящегося в собственности ИО за счет их продажи на рынке.

По мере улучшения финансового состояния и инвестиционного рейтинга компаний Инвестиционный Оператор может также перейти к использованию кредитных схем проектного финансирования, в рамках которых требуемые средства из централизованного фонда предоставляются компаниям на возвратной основе при обеспечении платы за использование капитала (возможно, льготной по сравнению с условиями банков) и соблюдении жестких обязательств прозрачности проекта.

Наконец, кроме прямого участия в финансировании. Инвестиционный Оператор может использовать иные схемы поддержки инвестиционных проектов, направленные на снижение рыночных рисков вложений в данные проекты собственного капитала компаний или привлеченных средств частных инвесторов за счет:

предоставления гарантий по вложенным средствам и кредитам и страхования рисков проекта на стадии сооружения;

заключения долгосрочных контрактов на гарантированную покупку энергии от новой станции. . После ввода объекта в эксплуатацию Инвестиционный Оператор может осуществить перепродажу энергии на бирже.

В заключение необходимо отметить, что реорганизация перспективной деятельности в электроэнергетике в целом и в частности " в секторе генерации должны учитывать последовательный и постепенный характер реформирования и быть четко согласованными с этапами преобразований на рынке электроэнергии и в организационной структуре отрасли. В этой связи для каждого этапа реформ необходимо обосновать состав текущих изменений в системе управления развитием, распределение функций государства и бизнеса при формировании инвестиционных приоритетов, организации финансирования и реализации проектов, а также механизмов их взаимодействия.

2.5 Анализ реформирования энергетической отрасли Российской Федерации

Прежде всего любая реформа требует тщательной и серьезной предварительной проработки. Ни одна реформа не проводится вне разработанного заранее правового поля. Реформа как таковая не является панацеей и не гарантирует немедленного притока инвестиций ни извне, ни со стороны местного капитала, без соблюдения других требований (прежде всего четкого налогового законодательства и законов, гарантирующих сохранность инвестиций). Реструктурирование и повышение эффективности в отрасли отнюдь не означает проведение повальной приватизации.

Поспешность в принятии решений может привести к кризису, который по своим последствиям будет гораздо более глубоким, нежели дефолт августа 1998 года, ярким свидетельством чему может служить ситуация в энергетике Калифорнии, где недавно также было принято решение о либерализации рынка. В противном случае мы рискуем не только вновь оставить российских потребителей без тепла и электричества и нанести отрасли почти непоправимый финансовый урон, но вообще может встать вопрос об утере энергобезопасности страны.

Роль государства, как регулятора рынка важна не только в период, предшествующий реформам, но и в процессе их проведения, и в пореформенный период. Особенно серьезную роль Регулятор – представитель государства и «проводник» генеральной государственной линии в отрасли – будет играть в переходный период. Именно поэтому столь важно обеспечить независимость, как финансовую, так и политическую, органов госрегулирования. И наконец, никакой универсальной модели реструктурирования не существует. Однако, по-видимому, следует научиться, наконец, пользоваться плодами чужого опыта и перестать гордиться своими собственными «шишками».

Экономические теории прекрасно известны, но их воплощение в жизнь зачастую невозможно или сдерживается причинами структурного или психологического характера. Именно неумелое «воплощение» весьма поверхностных знаний теории (хочется в это искренне верить, поскольку иначе речь может идти только о преднамеренном нанесении ущерба) привело экономику страны к тому состоянию, в котором она находится до сих пор.

Можно сказать, что сектор электроэнергетики России, как и многие другие экономические отрасли, все еще остается в прямой и серьезной зависимости от государственных политических институтов, а также отдельных политических фигур, приближенных к правительственным кругам, и крупных частных конгломератов. А ФЭК России, как и Региональные энергетические комиссии, призванные регулировать деятельность монополий в энергосекторе страны, делает вялые попытки добиться независимости от влияния министерств и РАО «ЕЭС России», а также ОАО «Газпром». Хотя, если учесть, что законодательно финансирование деятельности регулирующих органов производится за счет федерального или местных бюджетов, но при этом за счет отчислений энергопредприятий, говорить о какой-либо независимости «регуляторов» не приходится. Только финансовая и политическая независимость органов регулирования от естественных монополий может обеспечить сохранность интересов государства и потребителей в процессе реструктурирования любой отрасли энергетики. К сожалению, в настоящее время в России, как уже говорилось выше, регулирующий орган лишь декларативно независим от монополиста в секторе электроэнергетики – РАО «ЕЭС России».

Предварительная оценка объема инвестиций, необходимых для модернизации электроэнергетической отрасли и увеличения ее мощностей, проведенная Минэкономразвития РФ, показывает, что на эти цели потребуется около $ 19 млрд. У государства, по словам М. Касьянова, имеются средства только для поддержания энергетической инфраструктуры. В связи с этим необходимо создать привлекательные условия для инвестиций в электроэнергетику. По словам премьер - министра, цель Правительства - создать ясные и открытые системы распределительных сетей, государственного регулирования тарифов, а также прозрачные финансовые потоки. В этом случае инвесторы смогут рассчитывать на возврат своих средств и получение прибыли от вложения в РАО "ЕЭС России".

Потенциальные инвесторы не готовы вкладывать средства в создание новых генерирующих мощностей, ожидая дополнительных гарантий, в первую очередь, от государства и потребителей. Отсутствует для этого и должная юридическая база. Нет законов, гарантирующих свободный доступ к сетям региональных энергопредприятий, а также национальной транспортной энергосети. Кроме этого, следует отметить, что АО-энерго и отдельные генерирующие предприятия, в том числе и РАО «ЕЭС России», зачастую бывают вынуждены поставлять электроэнергию на условиях бартера, что приводит к нехватке наличных денежных средств в системе в целом. Все это также отпугивает потенциальных инвесторов. Наиболее серьезным препятствием для привлечения инвестиционных средств остается тарифная политика. Отсутствие четких ориентиров и прозрачности, обеспечивающей ясность для всех участников российского энергорынка, тарифы, не учитывающие реальный уровень затрат, наличие перекрестных субсидий, как социального характера, так и внутренних, продиктованных интересами энергопредприятий, — все эти факторы сдерживают развитие честной конкуренции и снижают интерес инвесторов к отрасли.

Достаточно серьезна проблема ТЭЦ, которые в советское время были построены в больших количествах, исходя из предпосылки экономии затрат за счет увеличения объема производства тепловой энергии с когенерацией электроэнергии. Отсутствие объективного разделения затрат на производство тепловой и электрической энергии приводит к серьезным искажениям в отчетности и делает закупку тепла ТЭЦ довольно часто невыгодным для основных промышленных потребителей. Последние сейчас предпочитают строить свои собственные котельные, ставя под вопрос необходимость содержания и целесообразность эксплуатации крупных ТЭЦ. При этом кризис усугубляется плачевным состоянием распределительных теплосетей, что еще раз доказал продолжающийся по сей день кризис в Приморье и других регионах России.

Очевидно, что необходима структурная перестройка всей работы энергетической отрасли России, а не "прикладывание пластыря" к каждой отдельной проблеме. После продолжительной дискуссии о сути этих структурных изменений, пришли к выводу, что системное решение проблем энергетики возможно только при разделение монопольных (диспетчеризация и транспорт электроэнергии) и конкурентных (сбыт и генерация) видов деятельности и внедрение рыночных отношений в конкурентном секторе. Все это зафиксировано Постановлением Правительства № 526, подписанным премьер-министром Михаилом Касьяновым 11 июля 2002 года. Кстати, о том, что перспективы развития энергетики как ведущей отрасли экономики за внедрением рыночных отношений, свидетельствует и мировой опыт. За последние десятилетия в этом направлении развивается энергетика всех экономически развитых стран Европы и Америки.

Основу программы составляет комплексная система мер по реформированию рынка электроэнергии и реструктуризации отрасли, включающая:

дифференциацию условий коммерческой деятельности компаний на рынке электроэнергии: усиление тарифного регулирования в естественно-монопольных секторах и поэтапная либерализация и введение конкурентных механизмов в секторах генерации и сбыта электроэнергии;

ослабление и постепенную ликвидацию вертикальной интеграции бизнеса, и переход к организации монофункциональных компаний, работающих в отдельных секторах (генерации,  транспорте, распределении, сбыте электроэнергии), а также предоставляющих другие необходимые технологические или коммерческие услуги (например, диспетчеризация, организация торговли на рынке или бирже и др.);

изменение структуры собственности с дифференциацией по выделенным секторам -обеспечение доминирующей роли государства в сетевом бизнесе и последовательное снижение государственного участия в компаниях, осуществляющих производство и сбыт электроэнергии, с соответствующим увеличением доли частного капитала в этих потенциально-конкурентных сферах.

Таким образом, программа преобразований ориентирована на ликвидацию существующего дисбаланса интересов государства и бизнеса, повышение роли последнего в управлении функционированием и развитием отрасли. Важнейшим результатом планируемых реформ станет возможность урегулирования существующих конфликтов между государством и бизнесом за счет организационной и имущественной «привязки» их интересов к отдельным секторам в электроэнергетике. В соответствии с этой основной целью реформирования сфера доминирующего влияния бизнеса постепенно охватит все виды оперативно-хозяйственной деятельности, которые могут осуществляться в условиях конкуренции, в то время как сфера влияния государства будет ограничена управлением естественно-монопольным сегментом отрасли (сети и диспетчеризация), обеспечивающим надежность функционирования энергосистемы.

На первом этапе реформирования до 2004 года каждое региональное АО-энерго будет разделено на генерирующую компанию, сетевую компанию, куда войдут распределительные сети и сбытовую компанию. На втором этапе реформирования региональных энергосистем на смену процессам разделения придёт межрегиональная интеграция: региональные генерирующие и сетевые предприятия будут объединяться. Территориальные генерирующие компании станут участниками рынка электроэнергии вместе с 10 оптовыми генерирующими компаниями, состав которых сегодня обсуждается в Правительстве РФ. Межсистемные и высоковольтные линии электропередач будут объединены в Федеральную сетевую компанию, которая впоследствии полностью перейдёт в собственность государства. Государство, как наиболее беспристрастный участник процесса - возьмёт на себя обязательство гарантировать равный доступ к сетям каждому производителю и потребителю энергии. Диспетчеризацию потоков электроэнергии будет осуществлять также подконтрольная государству ОАО "СО-ЦДУ ЕЭС". Наконец, площадкой, на которой будут происходить торги, формироваться цены и заключаться контракты на покупку и продажу электроэнергии, станет некоммерческое партнерство Администратор торговой системы.

В законопроекте подробно описана система мер государственного воздействия на отношения в отрасли, однако он предусматривает ограничение избыточного государстве иного вмешательства в деятельность субъектов электроэнергетики. Цены на электроэнергию для покупателей оптового рынка, согласно документу, «складываются под воздействием спроса и предложения и определяются по результатам сопоставления ценовых заявок поставщиков и покупателей электроэнергии». В законопроекте предусмотрено введение лицензирования деятельности энергосбытовых организаций и установлена их ответственность перед потребителями.

Согласно законопроекту «Об электроэнергетике», с 1 июля 2005 года вводятся в действие положения, регламентирующие функционирование оптового и розничного рынков энергии. Этот же закон определяет порядок купли-продажи части электроэнергии по нерегулируемым тарифам. Другие документы из пакета законопроектов о реформе электроэнергетики также предусматривают существенные изменения действующего законодательства. В частности, среди новаций есть норма, которая позволяет организациям, не имеющим собственных сетей для транспортировки тепловой и электрической энергии осуществлять ее куплю и продажу. Кроме того, законопроекты регулируют вопросы прекращения поставки, электроэнергии потребителям-нарушителям, а также проблему не дискриминации поставщиков и потребителей.

На время реформирования отрасли (до 2005 года), правительство будет пока задавать предельные уровни тарифов. Установлен запрет на веерные отключения должников вместе с добросовестными потребителями; введено понятие «гарантирующего поставщика», обеспечивающего дополнительную надежность энергоснабжения для населения: субъекты федерации сохранили ряд полномочий по регулированию региональных рынков электроэнергии, в том числе и тарифов.

Государство будет устанавливать цены на услуги диспетчеризации и транспортировку электроэнергии по межсистемным и распределительным сетям, а цена на электроэнергию, выработанную на отдельных электростанциях, будет  формироваться на основе соотношения спроса и предложения на рынке. Именно этот рыночный сектор энергетики в ближайшие годы ждут разительные перемены. Генерирующие предприятия, превратившиеся в самостоятельные компании, станут финансово прозрачными и привлекательными для инвесторов. Способствовать инвестиционной привлекательности будет и понятный способ формирования цен на электроэнергию. В условия жесткого конкурентного рынка производители электроэнергии в борьбе за потребителя будут вынуждены сокращать издержки, вводить новые технологии, снижать себестоимость электричества за счет внутренних резервов. Таким образом, конкуренция станет естественным стимулом для стабилизации и снижения цен.

Конкуренция появиться и в сфере сбыта электроэнергии: в каждом регионе будет действовать несколько сбытовых компаний, специализирующихся на работе с разными группами потребителей. Они будут бороться за этих потребителей, снижая цену на свои услуги и предлагая более выгодные и удобные условия энергообеспечения. Оптовым перепродавцам в этой схеме просто не будет места, они войдут в состав региональных сетевых компаний.

Реформирование энергетики означает серьезное изменение российского менталитета. Успех реформы будет во многом зависеть от того, сможем ли мы понять, что электроэнергия - это не социальное благо, а товар, за который нужно платить, а энергетика - это, прежде всего отрасль народного хозяйства, которая требует экономического прагматического подхода, а не политических интриг.

Заключение

На основании проведенного исследования, можно сделать следующие выводы:

Электроэнергетика  важнейшая инфраструктурная часть экономики, обеспечивающая производство электроэнергии; крупнейший потребитель топливных ресурсов с набольшими возможностями их взаимозамещения, играющий ведущую роль в формировании топливно-энергетичсского баланса страны и регионов; сложнейшая техническая система с жесткими законами функционирования и высокой централизацией оперативно-диспетчерского управления процессами производства и передачи электроэнергии; а также – это большая экономическая система, объединяющая множество хозяйственных субъектов различных форм собственности. Любые просчеты в этой области имеют тяжелые, непоправимые последствия.

Сложившиеся ситуация в Российской энергетике говорит о необходимости реформирования всей энергетической отрасли. Государственное регулирование цен, привило к необоснованному росту производственных затрат. Энергетики не заинтересованы в снижении издержек. Тариф, устанавливаемый региональной энергетической комиссией, не покрывает всех затрат региональных энергокомпаний, многим из них не хватает средств даже на то, чтобы поддерживать систему в рабочем состоянии. А это в свою очередь приводит к низкой инвестиционной привлекательности. Неплатежи, а также то, что АО-энерго и РАО «ЕЭС России», зачастую бывают вынуждены поставлять электроэнергию на условиях бартера, что приводит к нехватке наличных денежных средств в системе в целом. В результате  ухудшение финансового состояния компаний, ухудшение технического состояния оборудования. Уже сейчас возникают проблемы из-за износа оборудования. В дальнейшем же деградация оборудования будет стремительно увеличиваться. Вследствие чего, может возникнуть вопрос о энергобезопасности страны. Это также приводит к «отпугиванию» потенциальных инвесторов.

Текущее положение дел не устраивает ни одну из сторон, ни потребителей, ни энергетиков, ни государство. Потребители не довольны тем, что с каждым годом цена за электричество возрастает, а им никто не может гарантировать надежного и бесперебойного энергоснабжения. РАО ЕЭС находится в плену у правительства, владеющего контрольным пакетом акций, государство регулирует деятельность энергохолдинга и устанавливает цены на его услуги и продукцию. Государство же в свою очередь недовольно необоснованному росту издержек, которые им приходится покрывать.

Всё это указывает на то, что уже сейчас необходима структурная перестройка всей системы. Существует множество моделей реформирования, применяемые в разных странах. Наиболее удачной, на мой взгляд, является скандинавская. Но не одна из моделей не может гарантировать успех.

Прежде всего, необходимо тщательно разработать законодательную и нормативную базу. Для эффективной работы электроэнергетики необходимо обеспечить оптимальный баланс межотраслевых, системных и корпоративных требований, в полной мере отражающих интересы двух основных сторон, вовлеченных в процесс управления: государства и бизнеса. При этом необходимо учитывать значительные различия между требованиями государства и бизнеса к управлению функционированием и развитием отрасли, которые предполагают разные подходы к организации оперативно-хозяйственной и перспективной деятельности в электроэнергетике.

Правительство уже предприняла шаги, начав реформу энергетики. В результате реформирования появится свободный рынок и конкуренция в сфере генерации, транспортировки и сбыта электроэнергии. Цены будут устанавливаться  на основе спроса и предложения на рынке, а конкуренция будет способствовать к сокращению издержек, вводу новых технологий (что приведет к снижению себестоимости электричества), и к стремлению предлагать более выгодные и удобные условия энергообеспечения.

Во многом успех реформы будет зависеть и от рядовых потребителей. Необходимо понять, что электричество – это товар, за которое нужно платить, и которое надо ценить, бережно относится к природным ресурсам. К сожалению, мы привыкли к тому, что электричество – социальное благо, которое не обязательно беречь, и к тому, что отключение электричества – обыденное дело. К сожалению, и энергетики не чувствуют ответственности перед потребителями. Начавшееся реформа должна изменить эти представления. Результаты же мы увидим уже через 2-3 года.









Список литературы

	«Оценка собственности», материалы оценочной компании «Консалт Трейд» (http://phpwebsite.appstate.edu)

	«Шоковая терапия для России», “The Economist”, Великобритания, 3 сентября 2002г.

		«Интерфакс», 9 октября 2002г.

	«Эксперт», 14 октября 2002г.

	«Комерсантъ», 10 октября 2002г.

	Материалы сайта РАО «ЕЭС России» (http://www.rao-ees.ru)

	Ф.В.Веселов, «Реформирование электроэнергетики и проблемы развития генерирующих мощностей», Институт Энергетических исследований РАН

	Материалы сайта MarketSurveys (http://www.marketsurveys.ru)

	«Промышленные ведомости» (http://www.derrick.ru)

	«Мировой опыт реформирования электроэнергетики», «Независимая газета», 23 марта 2001г.

	«Современное состояние и перспективы развития энергетики мира», «Теплоэнергетика», №5 1999г., №.9 1998г.

	Материалы поисковых систем Rambler (http://www.rambler.ru),
Aport (http://www.aport.ru)





1



1