76091

РАО «ЕЭС России» и его роль в экономике

Курсовая

Энергетика

Целью данной курсовой работы является анализ РАО «ЕЭС России» и его роль и место в экономике России. Для достижения поставленной цели необходимо решить задачи: рассмотреть электроэнергетику и рынок; проблемы информационного обеспечения диспетчерского управления в условиях функционирования ФОРЭМ...

Русский

2015-01-28

255 KB

4 чел.

Министерство образования РФ

ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

Электротехнический институт

Направление 551300 – Электротехника, электромеханика и электротехнологии

Кафедра экономики

Курсовая работа

РАО  “ЕЭС России” и его роль в экономике

Выполнил

студент гр. 7А17                   _____________________                    Э.Р. Нурметов

(подпись)

                                                                                 

Руководитель               

преподаватель                       _____________________                     А.С. Громова

(подпись)

                                                                                   

Томск  2004

Введение

     Актуальность темы данной курсовой работы состоит в том, что энергетические комплексы в электроэнергетике России занимают одно из ведущих мест, а РАО «ЕЭС России» - головная её организация и требует на сегодняшний день обновления и реформ:

  •  реформирование системы федеральных органов государственного управления и регулирования естественных монополий в электроэнергетике, уточнение их структуры, статуса и компетенции;
  •  сохранение и развитие единой инфраструктуры электроэнергетики, включающей системообразующие сети диспетчерское управление;
  •  создание эффективного механизма снижения издержек в сфере производства (генерации), передачи и распределения электроэнергии и улучшение финансового состояния отрасли;
  •  реформирования системы тарифного регулирования, обеспечения приемлемых уровней тарифов для потребителей, устранения  всех видов перекрёстного субсидирования, разработки и применения механизмов адресного субсидирования.

  Целью данной курсовой работы является анализ РАО «ЕЭС России» и его роль и место в экономике России. Для достижения поставленной цели необходимо решить задачи:

- рассмотреть электроэнергетику и рынок;

- проблемы информационного обеспечения диспетчерского управления в условиях функционирования ФОРЭМ;

- тарифная политика в промышленном и бытовом энергоснабжении, рост тарифов и инфляционные процессы;

- влияние на экономику региона изменения тарифов на электроэнергию;

- основные проблемы рынка электроэнергетики в России;

- реформа электроэнергетики: итоги 2002 г и задачи на 2003г;

- прогноз финансового развития РАО «ЕЭС России».

Глава 1.

Электроэнергетика и рынок

   Реформирование    электроэнергетической отрасли, разграничение ее собственности   и  приватизация   не   создали полноценного рынка электроэнергии. Реструктуризация  электроэнергии   с   тезисом "рынок отрегулирует все" предполагает дальнейшее разделение собственности   с   тем,    чтобы   создать   условия конкуренции и возможность свободного ценообразования на электроэнергию.

   Представляет интерес постановка принципиального вопроса о совместимости понятий "конкуренция" и "электроэнергетика", имея ввиду объективные предпосылки для создания конкурирующей среды с учетом особенностей ее формирования и производственно-хозяйственной деятельности.

   В самом общем плане ответ на поставленный   вопрос  необходимо   связывать  с оценкой монополизма электроэнергетики. Если монополизм отрасли расценивать в прямом смысле, то реструктуризация с целью перехода отрасли к рыночным отношениям закономерна и должна базироваться на разграничении собственности.

   Если электроэнергетика является естественным монополистом, то основные решения по ее преобразованию должны определяться регулированием отрасли, которое несовместимо со свободной конкуренцией. Следовательно, в этом случае возможность создания в отрасли полноценных рыночных отношений становится проблематичной. Добавим к этому, что понятие естественного монополиста применительно к электроэнергетике законодательно закреплено и подтверждается рядом бесспорных положений.

  Существующая структура отрасли продиктована физическим содержанием электроэнергии как товара. При этом необходимо учитывать, что электрическая энергия — не обычный товар, который может быть связан с бизнесом трех видов: производство, транспортирование, сбыт. Электрическая энергия — это состояние материи проводящей цепи генератора, устройств передачи и электроприемников. Несмотря на то, что состояние материи на отдельных участках цепи характеризуется понятиями "производство электроэнергии", ее "передача" и "реализация", состояние материи на протяжении указанной цепи в физическом смысле неразделимо: рассматриваемая цепь функционирует как одна производственная среда.

   С точки зрения современного подхода две составляющие цепи (генерация и передача) как структуры формируются в виде единой энергосистемы, соединяя генерирующие источники и электрические сети различного напряжения. Технические параметры подобных элементов разных энергосистем унифицированы. Электрические сети по функциональному назначению делятся на две группы: первую входят системообразующие сети 110 кВ и выше, с помощью которых осуществляется параллельная работа генерирующих источников энергосистемы; во вторую — распределительные сети,38 - 110 кВ (и выше), представляющие собой совокупность систем внешнего электроснабжения потребителей. При этом их транзитная часть находится в собственности энергосистем, остальная, ""относящаяся   к приемным устройствам потребителей, составляет собственность последних. В точках соприкосновения транзитных сетей с приемными устройствами потребителей возникает своеобразный потребительский рынок электроэнергии, где реализуются договорные отношения между энергосистемами, и электроэнергия продается по конечному тарифу. Величина указанного тарифа зависит от напряжения распределительной сети, к которой присоединен потребитель. Не взирая на разницу конечных тарифов, они по своему содержанию являются только, приведенными к напряжению сети, а не конкурирующими, так как формируются на основе среднего тарифа, характерно в целом для каждой данной энергосистемы. Добавим, что с точки зрения потребителя отсутствует возможность свободного выбора им конечного тарифа, поскольку напряжение сети в возможной точке его присоединения определяется не желанием потребителя, а его техническими параметрами и их соответствием возможностям рассматриваемой сети. Для создания конкурентной среды на потребительском рынке необходимо, чтобы в пределах обозримой территории размещения потребителей функционировали однотипные распределительные сети разных энергосистем. Однако условия рационального использования территорий включают эту возможность, а, следовательно, и возможность конкуренции между энергосистемами на уровне потребительского рынка.

   Дополнительно к сказанному отметим, что условия текущего режима энергосистемы, ее устойчивости, надежности электроснабжения, обеспечения минимума себестоимости электроэнергии диктуют необходимость параллельной работы генерирующих источников, что предопределяет наличие упомянутых системообразующих сетей.

    Из отмеченного вытекает, что существующая структура вертикально интегрированных энергосистем, действующих в пределах регионов страны, соответствует особенностям производства и потребления электроэнергии. В результате предложение по разграничению энергосистем с созданием конкурентных генерирующих компаний, передающих и сбывающих электроэнергию, не имеет объективных оснований. Указанное, кроме того, обусловливает естественный монополизм энергосистем и тем самым необходимость рёгулирования их деятельности.

   Неравномерное размещение первичных энергоресурсов страны, альтернативность их транспортирования и передачи электроэнергии предопределяют наличие энергосистем, различающихся степенью обеспеченности генерирующими мощностями. По этой причине для создания необходимого баланса производства и потребления электроэнергии на межрегиональном уровне и страны в целом предусматривается параллельная работа генерирующих источников смежных энергосистем с использованием для этой цели напряжением 220 кВ и выше. С помощью этих сетей производится обмен мощностями и электроэнергией между связанными энергосистемами.

   Степень самосбалансированности конкретных энергосистем диктуется условиями рационального использования первичных энергоносителей, что требует учета государственных интересов и соответствующего регулирования. Решение возникающих при этом проблем конкуренции между энергосистемами представляется необоснованным даже в порядке постановки вопроса. Кроме того, необходимо учитывать, что рациональное использование энергоресурсов непосредственно связано, с энергетической безопасностью страны.

  Понятие энергетической безопасности приобрело реальную значимость после мирового энергетического кризиса 1980-х годов, вызванного ограниченностью природных невозобновляемых энергоносителей. Разнообразие первичных носителей по энергетическим характеристикам и стоимости требует жесткого регулирования области их использования, в том числе для выработки электроэнергии.

   Необходимость указанного регулирования подтверждается неувязками, возникшими между РАО "Газпром" и РАО "ЕЭС России" из-за объема использования газа на действующих электростанциях. Неэффективность существующего регулирования подтверждается недостатками в решении проблемы энергосбережения, которое, несмотря на ряд правительственных постановлений, ограничивается только внедрением мероприятий по снижению прямых потерь энергоресурсов на действующих предприятиях вместо внедрения новых энергосберегающих технологий.

    Можно утверждать, что обеспечение энергетической безопасности страны несовместимо с предложениями по свободной реализации энергоносителей на рынке, в том числе при свободном  ценообразовании электроэнергии.

   Несовместимым с безопасностью представляются   также   предложения   об иностранных инвестициях в генерирующие источники, включая перераспределение собственности действующих источников с этой же целью. Указанные инвестиции могут разрушить существую Единую  энергосистему страны, которая является уникальнейшим инженерным сооружением,    единственным   в   практике мировой электроэнергетики.

   Наряду с оценкой отрасли как ее естественной монополии, следует также учитывать, что электроэнергетика по своему содержанию имеет инфраструктурный характер. Электроэнергия является продуктом, связанным со сферой жизнеобеспечения современного общества.

   Как известно, инфраструктура при строгом подходе не относится к области бизнеса, так как она бесприбыльна. Последнее означает, что её производственно – хозяйственная деятельность должна формироваться не в результате рыночной конкуренции, а путем соответствующего регулирования.

  Отмеченное многообразие специфических особенностей электроэнергетики позволяет заключить, что проблема повышения эффективности отрасли в границах прошедшей приватизации требует совершенствования способов оптимального  регулирования ее производственно – хозяйственной деятельности и развития.

   Главным инструментом регулирования выступает тариф электроэнергии. Не вникая в подробности формирования тарифов, подчеркнем, что их достоверное определение встречает серьезные трудности, которые ограничивают их расчет рамками предварительной оценки и в связи с этим периодическим пересмотром по результатам прошедшей деятельности энергоснабжающих организаций. Несовершенство существующих тарифов подтверждается имеющимися неувязками в расчетах за поставку электроэнергии, как между энергосистемами, так и между энергосистемами и перепродавцами электроэнергии. Инфраструктурный характер отрасли порождает проблему инвестиций, связанных с необходимостью ее беспрерывного развития. В качестве источника инвестиций могут рассматриваться только два возможных варианта: включение в тариф инвестиционной составляющей и создание специализированных фондов развития электроэнергетики на уровне регионов и государства.

   Оба варианта затрагивают интересы общества в целом. Требуемое решение с точки зрения сроков и путей, как преобразования тарифов, так и образования фондов развития должно быть обосновано на соответствующем государственном уровне и закреплено соответствующими правительственными постановлениями.

    В этой связи представляют интерес решения разработчиков плана ГОЭЛРО, в состав которых входили крупнейшие специалисты того времени, в том числе работающие в конкурирующих энергокомпаниях и мировоззрение которых, естественно, находилось в рамках рынка.

   Что такое конкуренция энергокомпаний можно заключить на примере электроснабжения Петербурга того времени. Действовали компании: "Общество 1886 года" с параметрами электроэнергии — 50 Гц, ток трехфазный, напряжением 6000 В; "Бельгийская компания" — 50 Гц, ток однофазный и трехфазный, напряжением 2000 и 3000 В соответственно; "Независимая компания" — 42,5 Гц, ток однофазный, напряжением 3000 В. Условия для конкуренции налицо, однако ее разрешение осуществлялось и путем доминирования энергокомпанией в рамках "своей" территории города.

   Не взирая на указанное мировоззрение, состояние страны на пути перехода к нэпу разработчиками плана ГОЭЛРО из возможных вариантов решения наиболее приемлемым был признан путь преобразования электроэнергетики на основе национализации. Целесообразность подхода оправдалась последующим развитием народного хозяйства СССР.

   Неизбежность процесса регулирования электроэнергетики подтверждает опыт Франции, где отрасль национализирована, наблюдаемой тенденцией интеграции зарубежных энергокомпаний в пределах своих стран и даже созданием межнациональных энергообъединений.

В целях регулирования электроэнергетики в большинстве стран действуют энергетические миссии, по примеру которых были даны подобные комиссии в процессе приватизации и отечественной электроэнергетики.

Выводы

1. Предложения по дальнейшему разграничению отрасли не соответствуют объективным особенностям ее функционирования и развития. Возникшая дискуссия по этому поводу необоснованно отвлекает специалистов отрасли от поиска решений ее насущных проблем.

2. Повышение эффективности отрасли необходимо базировать на всестороннем углублении процессов ее регулирования с соответствующим расширением прав и обязанностей ФЭК и Минэнерго РФ.

3. Совершенствование отрасли, наряду с решением вопросов тарификации электроэнергии и поиска инвестиций, следует сосредоточить на проблемах внутреннего характера, в частности, снижения себестоимости поставляемой электроэнергии, обеспечения необходимого качества электроснабжения страны.

     Не исключено принятие мер организационного характера. Например, рассмотрения возможности преобразования перепродавцов электроэнергии в дочерние предприятия энергосистем.. Обращает на себя внимание информация газеты "Известия", где указано, что за последние годы количество административного персонала в электроэнергетике увеличилось в 5 раз. Указанное число вообще ставит под сомнение целесообразность перехода отрасли на рыночные отношения.

Информационное обеспечение диспетчерского управления в условиях функционирования ФОРЭМ

   Развитие рыночных отношении в энергетике, совершенствование Федерального оптового рынка электроэнергии и мощности (ФОРЭМ) предъявляют новые требования к диспетчерскому управлению, обеспечивающему реализацию договорных отношений и системных услуг между субъектами оптового рынка при сохранении надежности функционирования ЕЭС.

   Одним из таких требований является адекватность соображения договорных параметров режима (сальдо-перетоков мощности дефицитных АО-энерго и потребителей-субъектов ФОРЭМ, рабочей мощности поставщиков оптового рынка в контрольные часы суток, сальдо-перетоков электроэнергии) средствами диспетчерского технологического управления. Это значит, ню диспетчеру любого уровня необходимо принимать решения по выполнению и корректировке диспетчерского графика (ДГ), основываясь на данных оперативно-информационных комплексов (ОИК), которые соответствуй а "текущему" выполнению договорных обязательств поставщиками и покупателями ФОРЭМ по движению товарной продукции и при этом "узаконены" действующими нормативными документами или договорами.

    Помимо задач планирования и ведения режимов, перед органами диспетчерского управления стоит также задача анализа выполнения ДГ субъектами рынка, которая через определение инициатив отклонений фактического режима от ДГ и договорных параметров напрямую связана с финансовыми расчетами (начисление стоимостных оценок отклонений мощности в контрольные часы суток, применение замыкающего тарифа на электроэнергию). Оценка работы диспетчера выносится на основании того, насколько точно он выдерживает ДГ по отчетной информации ОИК, передающейся на верхние уровни иерархии управления.

   В последнее время в результате целенаправленной политики РАО «ЕЭС России» субъекты ФОРЭМ  начали  широкое внедрение автоматизированных систем коммерческого учета электроэнергии (АСКУЭ), в первую очередь — АСКУЭ ФОРЭМ. Таким образом, появился еще один (кроме ОИК источник информации о режиме так приращения энергии, фиксируемые приборами учета, по сути являются усредненной мощностью на выбранном интервале времени (чаще всего 60, 30,15,3 мин).

  Одной из существенных проблем метрологического обеспечения функционирования оптового рынка электроэнергии стало упорядочение расстановки средств контроля 1 электрического режима ЕЭС — измерительных комплексов телеизмерений мощности (ТИМ) и измерительных комплексов средств учета (СУ).

   До проведения приватизации и образования РАО "ЕЭС России" расстановка комплексов ТИМ производилась исходя из территориального принципа управления энергетикой: контроль мощности осуществлялся к границам балансовой принадлежности энергосистем, совпадающим, как правило, с административными границами областей. Точно так же, в полном соответствии с ПУЭ, устанавливались и СУ. После преобразований энергетики в начале 90-х годов на территории практически всех энергосистем, совпадающим, как правило, с административными границами областей. Точно так же, в полном соответствии с ПУЭ, устанавливались и СУ. После преобразований энергетики в начале 90 – х годов на территории практически всех энергосистем появились новые хозяйствующие субъекты — сети РАО "ЕЭС России", атомные станции, тепловые и гидравлические станции федерального уровня (с большей или меньшей и долей капитала РАО "ЕЭС России"), акционерные общества энергетики и электрификации (АО - энерго) стали функционировать в новых границах балансовой принадлежности, которые в срочном порядке на начальном этапе были дополнительно оснащены лишь простейшими СУ.

    В соответствии с изменением отношений собственности изменилась и структура управления энергетическим комплексом. Возникла необходимость оперативного контроля режима каждого субъекта рынка. В то же время сегодня по – прежнему наряду с управлением « по балансной принадлежности» сохранился принцип «территориального» диспетчерского управления, означающий планирование и управление режимами по сальдо – перетокам мощности на «старых» границах АО – энерго. При этом достаточно часто из – за отсутствия  ТИМ на границах балансовой принадлежности АО-энерго соответствующий сальдо-переток мощности в ОИК "определяется косвенно, как алгебраическая сумма сальдо-перетока мощности "по территории", потерь в сетях РАО "ЕЭС России" (рассчитанных приближенно или плановых), _сальдо – перетоков мощности поставщиков — субъектов ФОРЭМ и их потребления. Оснащение АО-энерго своих границ необходимыми ТИМ сдерживается недостатком финансовых средств и отсутствием единой политики информатизации диспетчерского управления.

     Следует отметить, что если торговля на ФОРЭМ электроэнергией с точки зрения метрологии соответствует "Закону Российской Федерации об обеспечении единства измерений", то торговля электрической мощностью в отсутствии АСКУЭ выпадает из сферы распространения государственного метрологического контроля и надзора, так как измерительные комплексы ТИМ не подвергаются поверке органами Госстандартов. Поэтому фиксация фактической среднечасовой мощности для начисления платежей по данным ОИК, разрешенная "Временным положением об организации коммерческого учета электроэнергии и мощности на федеральном оптовом рынке" (утверждено ЦДУ ЕЭС России 19.07.97), фактически юридически неправомерна и может быть допущена только временно, до установки легитимных средств измерений (например, АСКУЭ) по согласованию заинтересованных сторон.

    По мере все более широкого внедрения АСКУЭ (в том числе АСКУЭ ФОРЭМ) субъекты оптового рынка начали проявлять интерес к этой системе как к средству оперативного контроля текущего режима. Появились попытки анализа выполнения ДГ с помощью данных автоматизированного учета. В технические условия, предъявляемые к АСКУЭ на стадии разработки, стали вноситься положения о необходимости непрерывной передачи на пункты управления АО – энерго и ОДУ приращений электроэнергии за все более короткие промежутки времени: 3 мин и менее. Широко рекламируются программные средства обработки данных автоматизированного учета, предназначенные, по словам их разработчиков, для оперативного управления электрическими режимами. Известны случаи требований установки измерительных комплексов коммерческих СУ на элементах сети, не имеющих никакого отношения к поставкам товарной продукции. Таким образом, наметилась тенденция превращения АСКУЭ в подсистему ОИК для решения всего круга диспетчерских задач реального времени.

    Подобный методологически неверный, обусловленный смешением технологических и коммерческих понятий взгляд на проблему информатизации диспетчерского управления стал возможным по нескольким причинам.

    Во – первых, исторически АСКУЭ появилась вначале на потребительском рынке, где измерение мощности отдельных потребителей могло быть осуществлено, а основном только средствами автоматизированного учета электроэнергии, так как организация у них ТИМ не предусматривалась нормативными документами и не имела экономических оснований. Дополнительная функция фиксации системами коммерческого учета средней интервальной мощности для решения "оперативных" (с точки зрения энергосбытовой деятельности) задач контроля потребительского рынка стала автоматически переноситься я некоторыми разработчиками также и на ФОРЭМ, тем более что создание измерительных комплексов СУ для обоих рынков зачастую велось одними и теми же организациями.

    Во – вторых, в результате упомянутых изменении собственности границы балансовой принадлежности субъектов рынка стали оснащаться целенаправленно в первую очередь средствами АСКУЭ при отставании ввода необходимых комплексов ТИМ. Это привело к тому, что единственными средствами измерения мощности, отвечающими требованию «правильности» схемы их расстановки для организации контроля за режимом, оказались автоматизированные комплексы СУ.

    В – третьих до сих пор отсутствует компенсация информатизации диспетчерского управления. Нет чётких нормативных требований: что, где, с какой точностью необходимо мерить; какими техническими средствами, с какой степенью оперативности следует отображать измерения, чтобы диспетчерский персонал разного уровня иерархии управления мог выполнять свои функции. В действующих ПТЭ (здесь и далее — с изменениями и дополнениями от 2000 г ) лишь определено, что вычислительные ресурсы ОИК должны обеспечивать цикл обработки телеинформации 5 – 10 с, время обновления телеинформации на дисплеях рабочих мест диспетчеров не более 10 с, время вывода телеинформации на диспетчерский щит не более 10 с. По поводу необходимого о6ъёма информации там же сказано: "Оптимальный объем телеинформации должен обеспечивать наблюдаемость расчетной схемы модели реального времени контролируемой электрической сети".

    Несмотря на то, что вопросы информатизации диспетчерского управления в условиях развития рыночных отношений требуют глубокой проработки и широкой дискуссии, уже сейчас можно сформулировать некоторые оды, основываясь на имеющемся опыте эксплуатации ОИК и АСКУЭ.

    Прежде всего, остановимся на понятии "реального времени" применительно к оперативной работе диспетчеров АО-энерго, ОДУ, ЦДУ РАО ЕЭС России. Представляется логичным принять его равным вероятному диапазону реакции диспетчера (0,5 – 1 с). К этим значениям должно стремиться время обновления информации на средствах её отображения (щит, дисплей). В разрабатываемых и эксплуатируемых системах циклы сбора, обработки и отображения телеизмерений следует устанавливать минимально возможными, но не более  требуемых ПТЭ значений, с целью предоставления диспетчеру необходимого инструмента для влияния на параметры нормальных и переходных электроэнергетических режимов.

     Следовательно, даже самые малые интервалы приращения энергии в АСКУЭ (1—3 мин) не могут обеспечить надлежащий оперативный контроль режимов по  межсистемным  и  системообразующим связям. Данные АСКУЭ, помимо своего главного предназначения – коммерческого учёта, применяются для отслеживания графиков электрической нагрузки потребителей с целью выявления нарушения договорных обязательств, определения эффективности введённых коммерческих и технологических ограничений при аварии или угрозе возникновения аварии, т.е. для управления процессами, не требующими немедленного вмешательства.

     Поэтому представляется необходимым изменить пп. 6.12.1, 6.12.2 ПТЭ, где с одной стороны, говорится о том, что "в целях обеспечения эффективности оперативно – технологического ... управления... в ОЭС и АО – энерго должны максимально использоваться  АСКУЭ", а с другой стороны, к АСКУЭ предъявляется требование  "получения  данных о средних 30 - минутных (коммерческих) значениях электрической мощности".

   Измерительные комплексы СУ на ФОРЭМ должны служить прежде всего проведению финансовых операций на оптовом рынке. Требования к АСКУЭ ФОРЭМ необходимо формулировать исходя из регламентированных соответствующими органами правил работы рынка, сроков и схемы прохождения платежных документов, мероприятий по сохранению коммерческой тайны. Субъект рынка не должен нести дополнительные расходы по превращению АСКУЭ в средство фиксации среднеинтервальной мощности, не связанное напрямую с измерением товарной продукции.

   Повышение качества диспетчерского управления в условия функционирования оптового рынка тесно связано с развитием ОИК на основе современных технических средств сбора, обработки, передачи и отображения информации. Адекватность отображаемой информации договорным или иным контролируемым в процессе управления параметрам режима определяется схемой расстановки датчиков (ТИМ) и точностью измерения параметров (в данном случае речь идёт об активной мощности). В случае управления по договорным параметрам измерительные комплексы ТИМ должны устанавливаться по балансовой принадлежности субъекта рынка в тех же точках, что и измерительные комплексы СУ. Точность измерения мощности может быть достигнута применением цифровых преобразователей и цифровых средств передачи данных.

    В настоящее время для формирования суточной отчётности о фактических режимах в практике диспетчерского управления могут использоваться несколько источников информации:

-     данные ОИК (среднечасовые, среднеполучасовые значения мощности);

данные АСКУЭ (среднечасовые, среднеполучасовые значения мощности, энергия за сутки). Схема размещения измерительных комплексов СУ может не совладать со схемой размещения комплексов ТИМ;

данные систем учета (энергия за прошедшие сутки по визуально снятым показаниям счетчика), передаваемые по телефону, электронной почте или иными средствам  для ежедневной отчетности о балансах энергии (так называемая "оперативная статистика").

    Под источником информации здесь понимается измерительный канал, включающий первичные и вторичные преобразователи, устройства обработки информации нижнего уровня и линии связи между ними.

    Очевидно, что отдельные отчетные данные (например, энергия за сутки), взятые из различных источников, не будут совпадать. И хотя это различие может быть невелико, тем не менее, оно часто сказывается и на сумме платежей на оптовом рынке, и на оценке работы диспетчера, в том числе при объявлении «невыполнения диспетчерского графика» (НДГ).

    В существующей нормативной документации нет четких указаний о необходимости применения в различных случаях тех или иных источников информации. Так, в "Положении о диспетчерском графике", утвержденном решением Правления РАО "ЕЭС России" 27.06.00, говорится, что "на всех уровнях диспетчерского управления контроль выполнения диспетчерского графика ведется по данным измерительных приборов и оперативно-информационного комплекса (ОИК) АСДУ с сопоставлением, при необходимости, с данными – приборов  коммерческого учета — АСКУЭ (электросчетчиков)...". В распорядительных документах РАО "ЕЭС России" превышение суточного объема покупаемой электроэнергии квалифицируется также как нарушение ДГ без уточнения, какой из источников информации следует брать за основу при определении фактического режима.

      Все изложенное указывает на наличие проблемы   связи   отображаемой   с   помощью различных  технических средств информации  для  текущей  оперативной работы диспетчера и информации, попадающей в отчетные формы и использующейся в качестве коммерческой или в качестве оценки работы диспетчера по ведению режимов. Назовем ее проблемой "информационной неопределенности управления" (ИНУ). Следует различать ИНУ при оценке качества управления ("оценочная ИНУ") и ИНУ, связанную с отличием коммерческой информации от контролируемой в процессе управления ("коммерческая ИНУ").          Если заключение о работе диспетчера делается по системе коммерческого учета, обусловленной действующими договорами, оценочная и коммерческая ИНУ совпадают. Здесь мы не касаемся вопросов влияния на выполнение ДГ своевременности и правильности отдачи диспетчером распоражений и оперативности их исполнения, т.е. "человеческого" фактора, а также объективных технических возможностей реализации управляющих воздействий (УВ).

    Очевидно, что диспетчер может нести ответственность только за решения, принимаемые им на основании данных, по которым контролируется режим, т.е. данных ОИК (ТИМ). Следовательно, оценка его действий (вплоть до объявления НДГ) по отчетной информации измерительных комплексов СУ некорректна из-за появления ИНУ, даже если эти комплексы используют те же первичные измерительные преобразователи, что и датчики мощности для телеизмерений. В последнем случае величина оценочной ИНУ будет определяться стохастической функцией погрешностей измерительных каналов ТИМ и коммерческого учета, а также (в случае визуального съема дан-нь1Х^ со счетчиков) погрешностью считывания данных. Если схемы расстановки датчиков ТИМ и комплексов СУ не совпадают, то в оценочную ИНУ войдет составляющая, зависящая от разности измеряемых параметров по элементам сети, контролируемым этими комплексам. Когда информация ОИК и коммерческих СУ формируется в разных измерительных каналах, диспетчер с точки зрения адекватности этой информации принципиально (даже не учитывая инерционности формирования и ввода УВ) не имеет возможности с абсолютной точностью влиять на результаты обмена товарной продукцией между субъектами рынка. Степень этого влияния проявляется в разнице между интегральной величиной мгновенных значений сальдо – перетоков мощности, полученных по телеизмерениям   за   отчетный  период  (час, сутки, месяц), и приращений энергии по данным  коммерческих  СУ  за  этот  же промежуток времени.   

   Как показали исследования ОДУ Северо – Запада, приращения электроэнергии, взятые из АСКУЭ и вычисленные по телеизмерениям мощности для отдельных элементов сети и сальдо-перетоков в целом за часовые и суточные интервалы времени, могут отличаться друг от друга до ±2,5%. Во всех случаях датчики ТИМ и комплексы СУ присоединялись к одним

преобразователям. Естественно, что при различии схем расстановки  этих устройств коммерческая ИНУ может быть значительно больше.

Но тогда правомерна постановка следующих вопросов. Если диспетчер субъекта ФОРЭМ не может по объективным причинам строго отследить договорные параметры режима, должен ли этот субъект платить штрафы за превышение фактических параметров режима, определённых по данным АСКУЭ или ОИК, относительно договорных параметров независимо от размера этого превышения? Или санкции следует вводить только при разности с фактических и договорных параметров, больших некоторой нормируемой или расчетной точности ведения режима в реальном времени? Ведь кроме коммерческой ИНУ существует и техническая неопределенность управления, связанная с возможностями реализации УВ. Ответ на эти вопросы необходимо дать при разработке технологических правил работы оптового рынка.

Коммерческая     ИНУ     может     быть уменьшена   путем   приближения схемы расстановки ТИМ к схеме расстановки коммерческих СУ, а также повышением точности ТИМ.

   Теоретически    эта    ИНУ    устраняется полностью в преобразователях,  превращающих входные сигналы тока и напряжения в мгновенные значения активной мощности, которые, с одной стороны, передаются в ОИК, а с другой — интегрируются, образуя величину приращения активной мощности как в обычном счетчике. Такие измерения мощности и энергии назовём эквивалентными. При6оры, реализующие эквивалентные изменения, в частности, выпускаются фирмой "Электромеханика" (г. Воронеж). Это измерительные цифровые преобразователи (ИПЦ) серии 6806. Опыт внедрения ИПЦ  6806, полученный ИПЦ "Энергосервис" (г. Архангельск), показал их пригодность для решения широкого круга задач автоматизации энергетических объектов.

   Следует отметить перспективность еще недостаточно изученных возможностей автоматического регулирования договорных величин мощности и энергии субъектов ФОРЭМ, аналогом, которого является известная автоматика регулирования перетоков мощности (АРПМ). Автоматическая реализация договорных параметров режима позволит увеличить точность планирования и отслеживания товарных потоков в процессе диспетчерского управления и в некоторых случаях повысить допустимую загрузку контролируемых сечений. Регулируемой переменной в автоматике должен быть сальдо-переток мощности, полученный с помощью ТИМ, задающей величиной — ДГ. Управляющие воздействия реализуются на маневренных электрогенерирующих источниках, а также с помощью потребителей – регуляторов. С целью исключения влияния коммерческой ИНУ регулируемую переменную следует получать от устройств, осуществляющих эквивалентные измерения мощности и электроэнергии (например, ИПЦ 6806).

Выводы

1. Многозначность и сложность задач управления режимами ЕЭС в реальном времени, развитие информационных технологий и технических средств цифровой обработки и передачи данных, внедрение АСКУЭ приводят к необходимости создания всеобъемлющей концепции  информатизации деятельности органов диспетчерского управления (Системного оператора) и, в частности, концепция информатизации работы оперативно-диспетчерского персонала    на всех уровнях иерархии управления.

2. При выполнении диспетчерскими органами своих задач в условиях функционирования ФОРЭМ одним из основных требований информационной инфраструктуре объекта управления является адекватность отображения договорных параметров электрических режимов средствами ОИК.

3.   АСКУЭ    ФОРЭМ    предназначена для получения коммерческой информации в соответствии с правилами работы рынка и по своим характеристикам не может служить средством оперативного контроля электрических режимов ЕЭС. Недопустимы любые попытки предъявления к автоматизированному учету субъектов ФОРЭМ обязательных требований получения с их помощью информации, не связанной с регламентированными финансовыми расчетами.

4. Использование нескольких источников оперативных и отчетных данных о режимах субъектов рынка приводит к "информационной неопределенности управления", проявляющейся в большем или меньшем несоответствии информации, по которой осуществляется оперативное управление, и отчетной информации,   необходимой для оценки работы диспетчера, а так же для финансовых расчетов на ФОРЭМ.

 5. Для устранения оценочной ИНУ контроль соблюдения ДГ следует проводить по отчетным данным ОИК. Это требование как среднечасовых (среднеполучасовых) мощностей,  так суточной    энергии,     которую    следует определять, интегрируя ТИМ.

6. Полностью устранить коммерческую ИНУ возможно в случае применения устройств, осуществляющих эквивалентные измерения мощности и электроэнергии для их использования в ОИК и коммерческих расчетах.

 7. Необходимы теоретические и практические разработки автоматических устройств регулирования договорных значений мощности и энергии субъектов ФОРЭМ с воздействием на маневренные генерирующие источники и потребителей-регуляторов.

 Глава 2.

Рост тарифов и инфляционные процессы

    Попытки обосновать развитие инфляционных процессов в стране ростом тарифов на энергетические услуги предпринимались неоднократно в течение всего периода рыночных пре образований. Так, в 1995 — 1997 гг. для уменьшения инфляции и подъема промышленности осуществлялось снижение тарифов на электроэнергию. В этот период при активном воздействии федеральных и региональных властей тарифы на электроэнергию оставались неизменными при непрерывном росте цен. В  результате  промышленное  производство продолжало сокращаться, инфляция оставалась значительной, а в электроэнергетике из-за уменьшения финансирования, ухудшалось состояние оборудования.

Несмотря на отрицательные результаты такого убедительного эксперимента, на официальном уровне по-прежнему возникновение инфляционных процессов объясняется,  взаимосвязанным и неконтролируемым ростом цен и тарифов на топливо, транспортные услуги и электроэнергию. Здесь уместно напомнить, что в соответствии с действующим законодательством только тарифы на электроэнергию детально контролируются РЭК и ФЭК, цены на энергетическое топливо  (уголь, мазут) устанавливаются произвольно, а тарифы на транспортные услуги только предполагается контролировать единым тарифным органом (ЕТО). Пока же транспорт угля из Кузбасса в Приморье увеличивает его изначальную стоимость в 3 раза, хотя в мировой практике стоимость транспортировки угля (франко-шахта) не превышает 50% его начальной стоимости.

  Основным возражением против обоснованного установления тарифов на электроэнергию являются опасения, что это, вызовет развитие инфляционных процессов из-за роста цен на большинство товаров и услуг. В качестве основного довода недопустимости роста тарифов на электроэнергию экспертами выдвигается "теория снежного кома" — роста цены на конечную продукцию (например, автомобиль) из-за роста цен на каждую комплектующую деталь. Ошибочность данной теории состоит в том, что доля электроэнергии в себестоимости продукции в среднем по России составляет около 5%, и даже при двойном увеличении тарифа на   электроэнергию   себестоимость  всех комплектующих изделий увеличится только на 5%. Еще на 5% возрастут затраты электроэнергии на основную технологию сборки, а общее увеличение цены конечной продукции не превысит 10%.

 Динамика инфляционных процессов в России в период рыночных преобразований (табл.1 [4, с.11]) показывает, что на протяжении всего этого периода (1994 - 2001 гг.) взаимосвязи между ростом тарифов и инфляцией практически не наблюдалось, а во время дефолта 1998 г. семикратный рост инфляции сопровождался трехкратным снижением тарифа на электроэнергию. Такое несоответствие между официальными    утверждениями    и    реальными фактами объясняется наличием двух механизмов возникновения инфляции:

- при действии механизма инфляции издержек, на которое ссылается правительство, рост цен производителей всегда опережает потребительские цены, а объем потребления снижается;

    - при действии механизма монетарной инфляции потребительские цены опережают цены производителя, а главное — растет оборот розничной торговли.

  По данным Госкомстата средняя зарплата с июня 2000 г. поднялась к июню 2001 г. на 44%, реальные доходы населения по сравнению с декабрем 1999 г. возросли на 30%, а оборот розничной торговли увеличился на 12%. При этом, за исключением электроэнергии и газа, рост потребительских цен всегда опережал рост цен производителей продукции.

Таким образом, по всем основным экономическим критериям в России определяющей является монетарная инфляция, обусловленная ростом денежной массы, выпускаемой Центробанком в счет валютных поступлений от экспорта сырьевых ресурсов. По оценкам специалистов роста инфляции на 80% вызван наращиванием денежной массы и только 20% обусловлены инфляцией издержек из-за роста стоимости транспорта и услуг жилищно-коммунального хозяйства (включая и оплату за электроэнергию).

   Оценивая   влияние   роста   тарифов   на  электроэнергию на инфляционные процессы, следует отметить, что увеличение инфляции    будет    многократно    меньшим скачка  инфляции   1998 г.,   вызванного, в частности, более чем трехкратным ростом   внутренних   цен   на   автомобильное топливо при сохранении цен на основные отечественные товары. Это обусловлено тем, что стоимость транспортных услуг в себестоимости продукции может достигать 50%, в то время как двукратный рост тарифов на электроэнергию увеличивает себестоимость продукции в среднем на 10%.

Рост инфляции в значительной мере обусловлен тем, что в стране нарушен механизм возврата денежных масс в бюджет через реальную плату за сырьевые ресурсы и электроэнергию. Так, в 1990 г. объем реализации электроэнергии составил для населения 7,7 млрд. долл., для промышленности — 12,5 млрд. долл. В 1999 г. по сравнению с 1990 г. потребление электроэнергии населением увеличилось в 1,3 раза, а ее оплата составила всего 1,1 млрд. долл.

Установление реальной стоимости электроэнергии позволит получать только от населения ежегодно дополнительно около 10 млрд. долл. США. Если из этой суммы исключить максимальные расчетные дотации малоимущим слоям населения в объеме 1 млрд. долл., то ежегодные недоплаты за электроэнергию от обеспеченных слоев населения составят около 10 млрд. долл. Ликвидация этих недоплат в значительной мере решит проблему инвестиций в электроэнергетику и увеличит внутренние бюджетные поступления.

Таблица 1

Показатель

Уровень инфляции и стоимость электроэнергии для

промышленности России

1994г.

1995г.

1996г.

1997г.

1998г.

1999г.

2000г.

2001г.

Прогнозируемая

инфляция

-

-

22

11

10

30

18

13

Среднегодовой курс, руб./ долл…………….

3560

4650

5500

5800

9,8

23,0

28,1

29,0

Стоимость

электроэнергии,

цент/ (кВт·ч)…………

1,92

3,74

4,17

4,08

1,2

1,16

1,3

1,5

Тарифная политика в промышленном энергосбережении

  Тарифная политика играет определяющую роль в экономическом    стимулировании    осуществления среднезатратных и многозатратных мероприятии   по   энергосбережению.   Дело   в том, что пси переходе экономики России к рыночным отношениям стоимость основных материалов и оборудования приблизилась к уровню мировых цен,  в то время как, начиная с 1990 г., стоимость электроэнергии для промышленности была существенно ниже мировых тарифов на электроэнергию, а с 1998 г. относительная стоимость электроэнергии для промышленности упала в 5 – 6 раз (рис.1а, [8, с.3]). Такое падение тарифа и неотключения
неплательщиков за электроэнергию делают экономически нецелесообразным выполнение затратных мероприятий по энергоснабжению.

   Следует отметить, что пониженные тарифы для промышленности в полной мере компенсировали более высокую (в 1,5 - 2,5 раза) энергоемкость отечественного производства, что, однако, не стимулировало промышленность страны, прежде всего из-за высокого налогообложения, влияние которого на порядок больше влияния стоимости энергоресурсов. Кроме того, при тарифе около 1 цента/(кВт • ч) не окупаются затраты производителя на расширенное воспроизводство электроэнергии.

    По данным Минэкономразвития РФ средний тариф на электроэнергию к 2005 г. достигнет 3 цент/(кВт - ч), а к 2100 г. — 5 цент/(кВт • ч). Однако в связи с намеченной реструктуризацией электроэнергетики и установлением свободных цен для производителей электроэнергии 0 повышение тарифов произойдет раньше и будет более существенным.

 Увеличение тарифов на энергоносители сделает актуальными и экономически выгодными работы по энергосбережению, а также сократит в 2 - 3 раза сроки окупаемости затрат на энергосбережение. Однако даже в настоящее время существует возможность электросбережения и сокращения затрат на электроэнергию путем перехода предприятий на двухставочные (по времени суток) тарифы на электроэнергию, при которых ее стоимость в ночное время в 3 раза ниже, чем дневной тариф, особенно в часы максимума электрических нагрузок.

Тарифная политика в бытовом энергосбережении

   В настоящее время тарифы на тепловую и электрическую энергию для населения составляют в среднем соответственно около 50 и 25 % себестоимости производства, передачи и распределения этих видов энергии.

   Компенсация затрат производителей энергии осуществляется соответствующим повышением тарифов для промышленных потребителей, а также покрытием затрат на теплоснабжение из городских бюджетов.

   Всеобщее занижение тарифов на электроэнергию (льгота всем за счет всех) по существу является самообманом, поскольку на сумму недоплат за электроэнергию повышается стоимость всех услуг и товаров, что равносильно фактическому уменьшению зарплат и пенсий.

   Продажа электроэнергии населению по ценам значительно ниже ее себестоимости создала парадоксальную ситуацию, при которой наиболее дефицитный и универсальный энергоноситель — электрическая энергия оказывается в несколько раз дешевле исходного топлива. Низкие тарифы на электроэнергию для населения — около 0,5 цент/(кВт • ч), что на порядок ниже среднего тарифа для населения в индустриальных странах (рис. 1б, [8, c.3]), экономически стимулируют расширенное и расточительное использование электроэнергии. Нерациональное ее применение усугубляется установлением свободных (высоких) цен на бытовое топливо (уголь, солярка), вследствие чего населению во много раз выгоднее использовать дешевую электроэнергию для отопления. Неадекватная ценовая, политика изменила структуру бытового электропотребления (рис. 2 [8, с.5]). С 1990 по 1999 г. потребление электроэнергии собственно населением увеличилось с 14,4 до 23,7 %. При снижении за этот период общей выработки электроэнергии в 1,3 раза ее абсолютное потребление населением к 1999 г. все же увеличилось в 1,3 раза и превысило электропотребление населения в 1990 г. на 42,9 млрд. кВт • ч. Эти цифры хорошо согласуются с данными энергонадзора о том, что до 20 % потребляемой населением электроэнергии идет на обогрев. И хотя электрообогрев обходится государству в 6 - 8 раз дороже, чем получение тепла от прямого сжигания топлива, заниженные тарифы на электроэнергию экономически подталкивают население к расточительному использованию ресурсов страны, делая нецелесообразным энергосбережение.

Низкие тарифы на электроэнергию для населения делают также невыгодным использование высокоэкономичных источников освещения и холодильников с малым электропотреолением, поскольку соотношение цены этих аппаратов и стоимости сэкономленной энергии не окупает первоначальных затрат за расчетный период их эксплуатации. Так, при стоимости отечественной газоразрядной лампы мощностью 15 Вт с нормальным цоколем равной 180 руб. и эквивалентной по световому потоку лампы накаливания мощностью 75 Вт часовая экономия электроэнергии составит 60 Вт. Такая экономия при фактическом тарифе 0,3 руб./(кВт • ч) окупит использование экономичной лампы лишь через 10 тыс. ч, тогда как гарантийный срок ее работы только 8 тыс. ч.

  Не оправдались ожидания в экономичном использовании электроэнергии за счет применения дифференцированных (по объему потребления) тарифов для населения: чем больше потребление, тем выше тариф. Объясняется это не только заниженными ставками дифференцированных тарифов, не создающих стимулов для экономии, но и выявившимися многочисленными возможностями избегать оплаты электроэнергии по повышенному тарифу.

Влияние на экономику региона изменения тарифов на электроэнергию

   В "Энергетической стратегии России до 2020 года" предполагается изменение ценовой политики в ТЭК: тарифы на электроэнергию и цены на энергоносители должны полностью включать в себя все затраты их производителей, в том числе и на инвестиционные нужды предполагается, что уже в 2003 г. цена на газ увеличится в 2,5 раза. Рост цен на газ будет сопровождаться и удорожанием угля, хотя и в меньшей степени. Таким образом, согласно "Энергетической стратегии", к 2003 г. электроэнергия подорожает в 1,6 - 1,7 раза, а к 2010 г. тарифы на нее могут увеличиться по сравнению с действующими в 3,3 - 3,5 раза.

Повышение стоимости электроэнергии оказывает существенное влияние не только на народное хозяйство, но и на все стороны жизни, общества (см. рисунок). Для принятия управленческих мёр и решения сложной в методическом плане задачи очень важна количественная оценка этого комплексного влияли. Она требует учета прямых и косвенных производственных и экономических взаимосвязей, конкретных условий и особенностей рассматриваемого региона.

 Для ее решения и практического использования в ИСЭМ СО РАН разработана система моделей (ЦЭН-ЭФ), расчеты которой проводятся для трех возможных ситуаций: первая — соответствует изменению только тарифов на энергию (прямое минимальное влияние на экономику региона), вторая — ответному изменению цен у потребителей (косвенное влияние), а третья — дополнительной индексации зарплаты для частичной компенсации роста стоимости жизни (максимальное влияние при значительном увеличении тарифов). Рассмотрим некоторые результаты исследований, проведенных с помощью ЦЭН-ЭФ в Республике Саха (Якутия), в Иркутской и Тюменской областях.

   При изменении тарифов на электроэнергию меняется и энергетическая составляющая затрат во всех отраслях промышленности и, следовательно, себестоимость их продукции. Последняя — тем больше, чем выше доля электроэнергии в структуре издержек. Это в свою очередь может дать толчок цепной реакции роста цен, причем, чем теснее связаны между собой по поставкам продукции и услуг предприятия региона, чем меньшую роль играет импорт, тем значительнее косвенные последствия от изменения тарифов. Эти последствия значительнее в тех отраслях, где выше доля "сырья и материалов", "покупных комплектующих изделий и полуфабрикатов", "работ и услуг" в структуре издержек производства.

   Как показывают расчеты (табл. 1 [8, с.4]), в неэнергоемких отраслях косвенные последствия могут быть сопоставимы с прямыми и даже превышать их. Например, в Иркутской области машиностроительные предприятия в среднем расходуют на покупку электроэнергии менее 1 % всех затрат. Поэтому даже двухкратное увеличение стоимости электроэнергии мало отразится на себестоимости продукции. Однако за счет увеличения затрат по другим статьям  себестоимость продукции машиностроения может увеличиться на 8,3 %. Особенно заметным становится косвенное влияние на себестоимость продукции в случае роста тарифов на электроэнергию не в отдельном регионе, а в России в целом.

    Показанные в табл. 1 региональные отличия в реакции одних и тех же отраслей на изменение тарифов объясняются спецификой   входящих  в них предприятий  разной ролью внешних и внутренних производственных связей и  другими  местными  особенностями. Из-за    этих особенностей при  увеличении в регионе стоимости электроэнергии в 2 раза общий рост цен мог бы, как показывают расчеты, составить: в Иркутской области — 14 %, в Тюменской области – 5 %, в Якутии – 5 %. Такое же увеличение тарифа во всей стране могло бы привести к общему росту цен до 11 – 12 %. Следует отметить, что с ростом тарифов их влияние на экономику производственной сферы увеличивается непропорционально (нелинейно).

 Расчеты, выполненные для Иркутской области на основе данных на начало 1999 г., показывают, что при повышении тарифа в 2 раза стали бы нерентабельными предприятия черной металлургии, часть алюминиевых заводов, а при трехкратном увеличении — предприятия угольной промышленности, стройматериалов и цветной металлургии.

 Ответный рост цен на потребляемое электростанциями топливо, материалы, оборудование  и услуги увеличивает себе стоимость электроэнергии (при удвоении тарифов в стране она  может возрасти примерно на 10 %) и снижает ождаемые доходы. Дополнительное снижение прибыли энергетических компаний вызовет падение спроса на подорожавшую энергию. Увеличение себестоимости продукции отраслей производственной сферы при удорожании электроэнергии в 2 раза (%) приведено в табл. 2 [8, с.4].

Негативный социально-экономический эффект от удорожания электроэнергии проявляется, во-первых, в возможном снижении доходов населения (из-за падения объемов производства и увеличения числа безработных), а во-вторых, в росте стоимости жизни.

 Анализ результатов бюджетного обследования населения и расчеты показывают, что доля затрат на покупку электроэнергии в общих расходах населения все еще невелика: в Иркутской области она не превышает 1 %, а в других районах страны составляет от 2 до 2,5 %. Поэтому повышение стоимости энергии даже а 2 раза не окажет существенного прямого влияния на жизненный уровень населения (за исключением тех, кто и так живёт за чертой бедности). Однако необходимо учитывать косвенные последствия удорожания энергии. Если тарифы на энергию растут во всех секторах, то могут подорожать продукты питания, непродовольственные товары услуги, городской транспорт. Расчеты показывают, что для городского жителя эти косвенные последствия удорожания энергии могут быть соизмеримы с прямыми дополнительными затратами на каждый израсходованный киловатт-час. Последствия для экономики и социальной сфере от изменения тарифов на электроэнергию в конечном итоге сказываются на бюджете региона.

   В доходах консолидированного бюджета наибольший "удельный вес" имеют налог на прибыль предприятий и организаций. При повышении тарифов растут налоговые отчисления от энергетических компаний, но снижаются налоги на прибыль и НДС многих предприятий производственной сферы. Это снижение может перекрыть дополнительные поступления в бюджет от электроэнергетики. Изменения поступлении в консолидированный бюджет Иркутской области от налога на прибыль при повышении тарифов на электроэнергию (%) приведены в табл. 3 [8, с.4]. Негативный эффект для бюджета может существенно возрасти, если удорожание электроэнергии приведет к банкротству некоторых предприятий и, соответственно, к снижению поступлений от налога на имущество и налогов начисляемых от фонда зарплаты.

Таблица 2

Отрасли

промышленности

Иркутская

область

Тюменская

область

Республика

Саха

(Якутия)

Россия

Электроэнергетика

102,0 – 102,5

103,0 – 106,1

102,0 – 104,1

103,0 – 110

Газовая

-

107,4 – 111,7

100,5 – 100,6

101,0 – 109

Угольная

102,6 – 103,0

-

107,4 – 109,6

101,0 – 110

Нефтяная и  нефтеперерабатывающая

103,6 – 104,0

107,8 – 113,8

-

102,0 – 109

Химическая и

нефтехимическая

105,0 – 106,3

109,3 – 113,3

-

106,0 – 115

Цветная металлургия

136,9 – 138,5

-

108,5 – 109,1

106,0 – 113

Машиностроение и металлообработка

100,7 – 108,3

105,3 – 105,4

112,2 – 112,5

102,0 – 111

Лесная, деревообрабтывающая и целлюлозно – бумажная

101,8 – 102,8

-

104,4 – 104,7

102,0 – 111,0

Стройматериалов

103,1 – 104,1

113,4 – 113,5

109,9 – 110,5

104,0 – 113

Пищевая

100,5 – 101,6

102,5 – 104,3

103,4 – 104,7

101,0 – 109

Сельское хозяйство

101,80-0102,4

103,4 – 103,5

102,6 – 103,0

102,0 – 110

Транспорт

101,7 – 101,8

104,7 – 104,9

102,9 – 103,3

110,0 – 119

                                                                                                Таблица 3

Отрасли промышленности

Рост тарифов

20%

100%

Электроэнергетика

59

202

Угольная

-11

-57

Нефтяная и нефтеперерабатывающая

-9

-48

Химическая и нефтехимическая

-5

-27

Цветная металлургия

-31

-156

Машиностроение и металлообработка

-17

-90

Лесная, деревообрабатывающая и целлюлозно – бумажная

-1

-4

Стройматериалов

-2

-14

Цветная металлургия

-14

-74

Сельское хозяйство

-10

-35

Транспорт

-1

-6

Всего

2

-7

Глава 3.

Реформа электроэнергетики. Итоги 2002 и задачи на 2003 г.

    На 2002 г. были определены три направления и соответственно — три блока задач по реализации реформирования РАО "ЕЭС России". Первое направление посвящено подготовке законодательства и нормативной базы реформирования.

   В прошлом году Правительство РФ разработало и внесло на рассмотрение в Государственную Думу РФ пакет законопроектов, регламентирующих ход реформирования электроэнергетики, а также функционирование отрасли в том виде, который она примет по окончании реформ. Безусловным достижением стало принятие этого пакета законопроектов Государственной Думой РФ в первом чтении. Таким образом, основные положения реформирования, утвержденные Правительством РФ ,в 2001 г. постановлением № 526 — либерализация электроэнергетического сектора, реструктуризация РАО "ЕЭС России" и дочерних компаний, новая система регулирования отрасли — были поддержаны законодателями.

Кроме того, весной 2002 г. вышло постановление Правительства РФ о ценообразовании, которое содержит ряд совершенно новых положений, в том числе кардинальное положение о том, что в тарифы должна быть включена цена на вложенный капитал. Переход к тарифам, обеспечивающим возврат вложенного капитала, является принципиальной точкой на пути к повышению инвестиционной привлекательности отрасли.

В целом можно отметить, что Правительство РФ сегодня настроено на проведение реформы. В ряде случаев министры демонстрируют даже более либеральную позицию, чем реформаторы от РАО "ЕЭС России": например, это касается функции гарантирующего поставщика — по мнению представителей правительства, она должна быть возложена на сбытовую, а не распределительную компанию.

Второе направление реализации реформы — формирование инфраструктуры конкурентного оптового рынка электроэнергии. Прошлый год стал годом становления Администратора торговой системы (АТС), одним из самых активных участников, формирования, которого являлось РАО "ЕЭС России".

Наблюдательным советом АТС согласованы и утверждены базовые принципы финансовых расчетов сектора свободного рынка электроэнергии, разработана модель переходного рынка и осуществлен запуск имитационных торгов в секторе 5 - 15%. Что предельно важно, удалось установить конструктивный диалог с крупнейшими потребителями и независимыми производителями электроэнергии.

В настоящее время идет создание единой торговой площадки, где будет функционировать и регулируемый, и свободный секторы рынка. Практически реализовано решение РАО "ЕЭС России" передаче ЗАО ЦЦР ФОРЭМ в АТС.

 Наконец, третье — собственно реструктуризация РАО "ЕЭС России" и дочерних компаний. В 2002 г. созданы Федеральная сетевая компания (ФСК) и Системный оператор (СО). Сейчас это юридические лица со всеми соответствующими атрибутами.

Создание ОАО "ФСК ЕЭС", и ОАО "СО-ЦДУ ЕЭС" имеет принципиальное значение в свете формирования новых, цивилизованных принципов тарифообразования. Так, абонентная плата, которую ряд потребителей воспринимали как некоторый налог на рынок, раскладывается на понятные потребителю составляющие: это сетевой тариф, который будет обеспечивать функционирование ФСК; это диспетчерский тариф — источник для работы СО. Следует подчеркнуть, что формирование прозрачной структуры и вертикали диспетчерского управления крайне необходимо для обеспечения стабильного перехода к рынку.

Кроме того, ведется активная работа по созданию управляющей компании Волжский гидроэнергетический каскад, т.е. фактически накапливается первый опыт формирования опто-во-генерирующей компании (ОГК).

Что касается реструктуризации АО – энерго, то усилия РАО "ЕЭС России" в 2002 г. были сосредоточены преимущественно на доработке методологических принципов реформирования региональных энергосистем. Наши специалисты анализировали опыт, приобретенный в ходе реализации пилотных проектов реструктуризации АО – энерго.

Помимо названных трех генеральных направлений реализации реформы РАО "ЕЭС России", в 2002 г. велась интенсивная разработка механизмов согласования проектов, реформирования со всеми заинтересованными сторонами, но, прежде всего с миноритарными акционерами РАО "ЕЭС России" и представителями региональных органов власти.

При всей сложности и напряженности переговорного процесса с миноритарными акционерами — с помощью наших консультантов Альфа-банка и компании Меррил Линч — удалось выйти на согласованные решения по реструктуризации компании; эти решения будут отражены в программе "3 -Н 3".

Многочисленные встречи топ - менеджеров компании с миноритарными акционерами свидетельствуют о том, что программа реформирования отрасли нашла понимание и поддержку среди большинства акционеров компании. Акционеры РАО "ЕЭС России" поверили в то, что в результате прозрачной, проводимой максимально открыто, реформы электроэнергетики стоимость сектора вырастет на порядок, и это имеет принципиальное значение.

В течение 2002 г. было много сделано для того, чтобы обеспечить акционерам возможность лучше контролировать сделки с собственностью. Имеется в виду, прежде всего выстраивание вертикали корпоративного управления на уровне дочерних и зависимых компаний.

Удалось преодолеть сложную ситуацию на фондовом рынке — когда курс акций РАО "ЕЭС России" существенно снизился в результате неопределенности, которая возникла на фоне переноса первого чтения законопроектов по электроэнергетике с начала лета на осень 2002 г. Однако после первого чтения произошло кардинальное изменение тенденции на рынке: курс акций резко пошел вверх.

Другая важная аудитория, с которой взаимодействовало руководство РАО "ЕЭС России" в прошлом году, — губернаторы. Здесь была выстроена система согласования интересов, работавшая с помощью заместителей председателя правления компании. По подавляющему числу регионов мы вышли на обоюдное понимание и подписание договоров о взаимодействии.

 Теперь о задачах, которые РАО "ЕЭС России" поставило перед собой в 2003 г.

  Во-первых, мы планируем получить оформленное законодательное решение по реформированию электроэнергетики, имеется в виду окончательно принятый пакет законов о реформе.

  Во-вторых, предполагается вынести на обсуждение совета директоров РАО "ЕЭС России" корпоративную стратегию компании, условно называемую "3 + 3", поскольку ее окончательное содержание, безусловно, будет зависеть от принятия пакета законов по электроэнергетике.

 В-третьих, ставится задача перейти в секторе 5 - 15% от имитационных торгов к реальным.

   В-четвертых, мы планируем приступить к реализации проектов реструктуризации АО-энерго.

Наконец, РАО "ЕЭС России" предпримет усилия, чтобы выйти на конкретные договоренности со стратегическими инвесторами — основа для этого была заложена в, ходе состоявшегося диалога с крупнейшими европейскими и американскими энергетическими компаниями.

   Руководство РАО "ЕЭС России" рассчитывает, что все планы компании будут осуществлены на фоне открытого и доверительного диалога со всеми заинтересованными лицами, чье понимание и поддержка обеспечат эффективную реализацию уникального по масштабности и значимости проекта реформирования электроэнергетики Российской Федерации.

Основные проблемы электроэнергетики в России

   Рыночные отношения в электроэнергетике России начали активно внедряться и развиваться с конца 1992 г., когда в ряде правительственных документов было принято решение о проведении реформ в отрасли. В соответствии с этими документами государственная вертикално-интегрированная электроэнергетическая отрасль России была преобразована в холдинг.

Основу холдинга составляет акционерное общество открытого типа РАО "ЕЭС России", в собственности которого находятся: основная электрическая сеть 220 — 750 кВ, крупные тепловые и гидравлические электростанции, а также центры диспетчерского управления — ЦДУ ЕЭС России и ОДУ.

В каждом административном регионе России были образованы региональные акционерные общества открытого типа — АО – Энерго (всего 72), к которым относились электрические сети менее высокого напряжения и небольшие электростанции (ЭС), находящиеся на их территориях.

Для сохранения управляемости государство владеет контрольным пакетом акций в РАО "ЕЭС России", а РАО "ЕЭС России", в свою очередь имеет контрольный пакет акций в каждом из региональных АО – Энерго.

В соответствии с Уставом общества РАО "ЕЭС России" обеспечивает:

  •  надежное функционирование ЕЭС России;
  •  инвестиционную и научно-техническую политику в электроэнергетике;
  •  центральное диспетчерское управление ЕЭС России;
  •  производство, передачу и распределение электроэнергии;
  •  эксплуатацию основных электрических сетей ЕЭС России;
  •  проведение технического контроля за состоянием основного электроэнергетического оборудования;
  •  организацию и развитие Федерального оптового рынка электроэнергии (ФОРЭМ).

    Функционирование ФОРЭМ осуществляется в соответствии с правилами, утвержденными Государственной федеральной энергетической комиссией (ФЭК), которая осуществляет государственное регулирование на ФОРЭМ путем утверждения перечня субъектов ФОРЭМ; утверждения балансов электрической энергии и мощности на год, квартал, месяц, составляющих основу расчетов тарифов и заключения договоров на ФОРЭМ;

регулирования тарифов на электрическую энергию и мощность, а также на системные услуги, предлагаемые на ФОРЭМ.

Субъектами ФОРЭМ выступают: отдельные тепловые, гидравлические и атомные электростанции РАО (всего около 40); региональные акционерные общества АО – Энерго (более 70); отдельные крупные потребители электроэнергии (около 10).

Федеральная энергетическая комиссия осуществляет регулирование тарифов на электрическую энергию и мощность для каждого субъекта ФОРЭМ. Регулированием тарифов для отдельной группы потребителей в каждом АО – Энерго занимается Региональная энергетическая комиссия (РЭК).

РАО "ЕЭС России" организует работу ФОРЭМ, представляя основную электрическую сеть 220 - 750 кВ и получая от потребителей плату за системные услуги. В тариф на системные услуги входят затраты на содержание основной электрической сети (тариф пропорционален потреблению АО – Энерго и не зависит от места подключения сети АО – Энерго к основной сети ЕЭС), а также затраты на содержание аппарата РАО "ЕЭС России", ЦЦУ ЕЭС и ОДУ.

 Технологическим оператором ФОРЭМ является 1_ЩУ ЕЭС россии, дочернее акционерное общество РАО "ЕЭС России". Продажа и покупка электроэнергии субъектами ФОРЭМ выполняется по договорам.

 В условиях государственного регулирования тарифов и установления тарифов для каждого субъекта ФОРЭМ непосредственное взаимодействие между ними в рамках договоров купли-продажи невозможно.

   Принятая форма трехстороннего договора с участием оператора ФОРЭМ предусматривает продажу поставщиком (отдельные электростанции) и покупку покупателем (АО – Энерго) электрической энергии и мощности на ФОРЭМ. Оператор ФОРЭМ определяет перечень покупателей для каждого поставщика посредством разработки схемы платежей на месяц, принимаемый за расчетный период для осуществления платежей между субъектами ФОРЭ/А

Каждый покупатель оказывается плательщиком одного или нескольких поставщиков. При этом;

— сумма платежей, осуществляемых всеми плательщиками определенному поставщику, должна быть не менее стоимости электроэнергии и мощности, отпускаемых поставщиком на ФОРЭМ в любой планируемый период года;

— сумма платежей, поставляемая каждым покупателем всем закреплённым за ним поставщиком, не должна превышать стоимости купленных покупателем на ФОРЭМ электрической энергии и мощности в любой планируемый период года.

Каждое АО – Энерго получает доступ на ФОРЭМ через договор о параллельной работе с РАО "ЕЭС России", предусматривающий соблюдение каждым АО – Энерго основных правил работы в составе ЕЭС России: оперативно-диспетчерского управления, участия в регулировании частоты и напряжения, а также оплату предоставляемых РАО "ЕЭС России" системных услуг.

В стоимость оплаты системных услуг включается плата за использование основной электрической сети и организацию работ по оперативно-диспетчерскому управлению ЕЭС России.

Описанная модель взаимодействия между субъектами ФОРЭМ, существующая в течение последних трех - четырех лет, позволила обеспечить в основном устойчивое функционирование ФОРЭМ, однако имеющиеся серьезные недостатки требуют ее дальнейшего совершенствования.

К основным недостаткам относятся:

  •  отсутствие действительной конкуренции между поставщиками и связанная с этим потеря заинтересованности в снижении своих постоянных затрат на эксплуатацию оборудования электростанций;

  -  невозможность привлечения долгосрочных инвестиций из-за местного тарифного регулирования;

  -   несоответствие между жестким тарифным регулированием цен на электрическую энергию и мощность и свободными рыночными ценами на мазут и уголь. Это часто приводит к убыточности рабе ты электростанций, вызывая их незаинтересованность в поставке электроэнергии на ФОРЭМ.

  Дальнейшее совершенствование функционирования ФОРЭМ связано с предстоящей реструктуризацией электроэнергетики, направленной на при влечение долгосрочных инвестиций, стимулирование эффективной работы предприятий энергетики, минимизацию затрат и создание взаимовыгодных отношений между потребителями и производителями электроэнергии. При этом предполагается создание нескольких генерирующих энергокомпаний (ГЭК), конкурирующих между собой на ФОРЭМ, а также преобразование АО – Энерго с тем, чтобы перейти от двухуровневого (оптовый и розничный) рынка электроэнергии и мощности к одноуровневому.

Для совершенствования ФОРЭМ  принято решение о разделении функций системного и финансового операторов ФОРЭМ.

В качестве системного оператора ФОРЭМ выступает ЦДУ ЕЭС России, обеспечивающее функционирование ЕЭС России и создающее условия для реализации договорных отношений между субъектами ФОРЭМ.

В качестве финансового оператора ФОРЭМ будет выступать вновь образованное закрытое акционерное обществе (ЗАО) "ЦДР ФОРЭМ" — Центр по договорам и расчетам; основными функциями которого станут:

  •  заключение договоров на поставку/ покупку электрической энергии и мощности на ФОРЭМ;
  •  проведение финансовых расчетов за электрическую энергию и мощность, а также отдельные виды системных услуг.

Учредителями АО должны стать все субъекты ФОРЭМ, представители которых образуют наблюдательный совет, контролирующий работу ЗАО.

Произойдет разделение прежних системных услуг на сетевые (по представлению электрической сети) и собственно системные. В качестве системных предоставляются следующие услуги:

по оперативно – диспетчерскому управлению. Эти услуги предоставляет системный оператор всем субъектам ФОРЭМ;

по регулированию частоты и активной мощности. Эти услуги предоставляют производители электроэнергии, с которыми системный оператор заключает долгосрочные и краткосрочные договора на покупку этих услуг, потребителями которых выступают все потребители электроэнергии;

по регулированию напряжения и реактивной мощности. Эти услуги предоставляют производители электроэнергии, с которыми системный оператор заключает долгосрочные и краткосрочные договоры на покупку у них этих услуг, для потребителей электроэнергии;

по созданию общесистемной противоаварийной автоматики, которая обеспечивает необходимую пропускную способность основной электрической сети.

  Эти услуги предоставляют производители электроэнергии и отдельные крупные потребители электроэнергии, подключенные к исполнительным устройствам системной противоаварийной автоматики на основе договоров с системным оператором. Получателями этих услуг являются потребители электроэнергии.

Разделение услуг на сетевые и системные повышает надежность функционирования ЕЭС и качество регулирования частоты и напряжения благодаря появлению необходимых экономических стимулов у соответствующих субъектов ФОРЭМ.

Совершенствование правил работы ФОРЭМ направлено на устранение имеющихся недостатков и создание условий для конкуренции между производителями и поставщиками некоторых видов услуг.

Для создания конкуренции между производителями электроэнергии намечается переход на заключение прямых договоров на продажу (покупку) электрической энергии и мощности непосредственно между производителями и покупателями на половину всего объема электрической энергии и мощности, поставляемой с ФОРЭМ, по индивидуальным предельным тарифам на электроэнергию, установленным ФЭК для соответствующих производителей ФОРЭМ. Договоры на поставки заключаются на долгосрочный период — год, квартал.

Оставшийся объем электрической энергии и мощности должен будет продаваться на балансирующем рынке, на котором все поставки электрической энергии и мощности покупателям ФОРЭМ осуществляет оператор ФОРЭМ от своего имени. При этом для обеспечения этих поставок осуществляется конкретный отбор производителей ФОРЭМ. Договоры на поставки осуществляются на краткосрочный период — месяц, неделя, сутки.

Сделки на поставки электроэнергии будут оформляться на бирже электроэнергии, на основе свободного выбора производителей и покупателей ФОРЭМ при соблюдении условий технической реализуемости поставок. Предполагается, что первоначальные объемы покупок на биржевых торгах для участников ФОРЭМ не должны превышать 5 % общего объема покупки электроэнергии, предусмотренного утвержденным ФЭК России балансом электрической  энергии. Контроль соблюдения этих условий производится оператором рынка, и в случае их нарушений, биржевые торги признаются несостоявшимися, а объемы поставки/покупки переводятся на балансирующий рынок.


  Финансовый план РАО “ЕЭС России” на 2003 г.

  Совет директоров РАО "ЕЭС России" опросным путем рассмотрел и утвердил прогноз финансового плана материнской компании на 2003 г. Прогноз показателей выполнен в условиях начавшегося реформирования РАО "ЕЭС России", т.е. с учетом создания новых компаний ОАО "ФСК ЕЭС" и ОАО "СО – ЦЦУ ЕЭС".

В финансовом плане на 2003 г. доходы РАО "ЕЭС России" прогнозируются в размере 76980,6 млн. руб. Они будут складываться из поступлений за услуги по организации функционирования и развитию ЕЭС России (абонентная плата), доходов от продажи электроэнергии на экспорт, погашения (истребования) дебиторской задолженности прошлых периодов, дивидендов от дочерних и зависимых обществ (ДЗО) холдинга и прочих поступлений. В соответствии с прогнозом, доходы РАО "ЕЭС России" в 2003 г. должны увеличиться на 30% по сравнению с доходной частью финплана на 2002 г.

Абонентная плата, как традиционный для материнской компании РАО "ЕЭС России" основной источник дохода, согласно прогнозу финплана составит 63436,4 млн. руб., или 82,3% в структуре суммарных доходов. Рост платы определен с учетом ограничений по уровню тарифов для естественных монополий, установленных Правительством РФ. Среднегодовой размер ставки абонентной платы в 2003 г. составит 95,1 руб./1000 кВт ч против действовавшего в 2002 г. показателя 78,28 руб./1000 кВт ч. Заложенный в план размер абонентной платы должен быть утвержден Федеральной энергетической комиссией.

Доходы по экспортной деятельности прогнозируются в размере 8637,4 млн. руб. (107% к уровню 2002 г.). Этот объем обусловлен как конъюнктурой цен на электроэнергию в странах-покупателях и на ФОРЭМ, так и географией поставок. Незначительно вырастет и поступление дивидендов от дочерних и зависимых обществ РАО "ЕЭС России". Ожидается, что РАО "ЕЭС России'"' получит 1755 млн. руб. — это всего на 6% выше дивидендных поступлений от ДЗО по итогам 2001 г. Необоснованно низкий уровень тарифов, не учитывающий в полном объеме затраты энергокомпаний, делает работу многих из ДЗО либо убыточной, либо низкорентабельной.

Расходы РАО "ЕЭС России" в прогнозе финплана на 2003 г. сформированы на основе анализа производственных программ и заданий, графиков и объемов ремонтно-эксплуатационных работ на электросетевых объектах, планов капитального строительства, мероприятий по реформированию РАО "ЕЭС России" и других производственных задач в соответствии с действующими договорами и проектами новых договоров.

ОАО "ФСК ЕЭС" и ОАО "СО – ЦДУ ЕЭС" в 2003 г. будут предоставлять услуги РАО "ЕЭС России" по обслуживанию сетевого хозяйства, передаче электроэнергии по сетям, принадлежащим ОАО "ФСК ЕЭС", и диспетчеризации работы ЕЭС на договорной основе. Суммарные расходы РАО "ЕЭС России" на 2003 г. с учетом затрат на ремонтно-эксплуатационное обслуживание электросетевых объектов (услуги ОАО "ФСК ЕЭС") и оперативно-диспетчерское управление (услуги ОАО "СО – ЦДУ ЕЭС") определены в размере 76980,6 млн. руб. Из них Федеральной сетевой компании будет перечислено 25740 млн. руб., а Системному оператору — 2627 млн. руб.

В прогноз финансового плана РАО "ЕЭС России" заложены средства инвестиционной программы на 2003 г., основной источник которых — инвестиционная составляющая абонентной платы, а также доходы от продажи электроэнергии на экспорт. Размер инвестиционных расходов РАО "ЕЭС России" в соответствии с программой, направленной в Минэкономразвития РФ в сентябре 2002 г., составляет 32648,6 млн. руб. (169% к уровню 2002 г.). Инвестиционная программа РАО "ЕЭС России" на 2003 г. также распределяется между материнской компанией, Федеральной сетевой компаний и Системным оператором в следующих долях: РАО "ЕЭС России" — 18266,6 млн. руб.: ОАО "ФСК ЕЭС" — 13502 млн. руб.; ОАО "СО – ЦДУ ЕЭС" — 880 млн. руб.

Согласно планируемой инвестиционной программе, РАО "ЕЭС России" в 2003 г, более чем в 2 раза увеличит финансирование работ по восстановлению электроэнергетического комплекса Чеченской Республики (с 1200 млн. руб. в 2002 г. до 2600 млн. руб.). Финансирование строящихся энергообъектов возрастет на 64% (до 23002 млн. руб.). При этом РАО "ЕЭС России" направит на достройку Северо – Западной ТЭЦ 1145,6 млн. руб., полученных от экспертной деятельности.

Налоговые платежи в прогнозе 200З г. заложены в соответствии с нормами и ставками, установленными действующим законодательством с учётом положения главы 25 Налогового кодекса РФ, и составят ориентировочно 18883 млн. руб.

   Сумма дивидендов акционерам РАО "ЕЭС России" по результатам деятельности материнском компании за 2002 г. в прогнозном плане определена в размере 2,6 млрд. руб. Ожидаемый прирост дивидендных выплат на 61 % к уровню 2002 г. связан с ростом чистой прибыли РАО " ЕЭС России" и обусловлен несколькими факторами, среди них — снижение издержек в материнской компании, увеличение дивидендных выплат рядом ДЗО, поступление доходов от продажи непрофильных активов и др.

Из-за ограничений по уровню роста тарифов естественных монополий, установленных Правительством РФ, ив все требуемые расходы учтены в представленном прогнозе финансового плана. К неучтенным, в частности, относится расходы на разработку нового программного обеспечении для оперативно – диспетчерского управления, расходы на строительство рада объектов сетевом инфраструктуры и генерирующих объектов, расходы на разработку и обновления научно-технической документации.

    В целом, тем не менее, прогноз финансового плана РАО " ЕЭС России" на 2003 г. сбалансирован по доходам и расходам.

Заключение

    Реформирование электроэнергетического комплекса России является назревшей необходимостью. Современная ситуация в электроэнергетике Российской Федерации требует выработки в сжатые сроки государственной программы проведения структурных преобразований в отрасли, нацеленных на усиление государственного влияния, повышения конкурентоспособности и инвестиционной привлекательности отрасли, снижение издержек в производстве и передаче электрической и тепловой энергии. Совершенствование  отрасли, наряду с решением вопросов тарификации электроэнергии и поиска инвестиций, следует сосредоточить на проблемах внутреннего характера, в частности, снижения себестоимости поставляемой электроэнергии, обеспечения необходимого качества электроснабжения страны.

   Не исключено принятие мер организационного характера. Например, рассмотрения возможности преобразования перепродавцов электроэнергии в дочерние предприятия энергосистем. При этом безусловно должны быть обеспечены устойчивая и стабильная работа Единой Энергетической Системы России, надёжное  электро – и теплоснабжение  регионов Российской Федерации.

  В заключение отметим, что экономически целесообразным энергоснабжение станет лишь при тарифах на электроэнергию, соответствующих стоимости её производства, передачи, распределения и учёта.

    

Оглавление

Введение………………………………………………………………………...2

Глава 1.

 Электроэнергетика и рынок…………………….……………………3

 Информационное обеспечение диспетчерского управления в

условиях функционирования ФОРЭМ……..………………………8

Глава 2.

 Рост тарифов и инфляционные процессы………………………….16

 Тарифная политика в промышленном энергосбережении………..18

 Тарифная политика в бытовом энергосбережении………………..19

 Влияние на экономику региона изменения тарифов на электроэнергию…………………………………………………………………………21

Глава 3.

 Реформа электроэнергетики: Итоги 2002 и задачи на 2003 г……..24

 Основные проблемы электроэнергетики в России………………...27

 Финансовый план РАО “ЕЭС России” на 2003 г…………………..31

Заключение…………………………………………………………………….33

Оглавление……………………………………………………………………..34

Список используемой литературы……………………………………………35

Список используемой литературы

1. Бондаренко А.Ф. Основные проблемы  рынка электроэнергии в России. – Энергетик. 2001, № 1.

2. Гальпьерова Е.В., Кононов Ю.Д. Влияние на экономику региона изменения тарифов на электроэнергию. – Энергетик. 2001, № 6.

3. Гылка К.И., Кожухарь П.В. Методологические подходы к регулированию цен и тарифов в условиях рыночной экономики. – Энергетик. 2002, № 9.

4. Дьяков А.Ф., Платонов В.В. Рост тарифов и инфляционные процессы. – Энергетик. 2002, №6.

5. Козлов В.А. Энергетика и рынок. – Энергетик. 2001, № 9.

6. Осина Л.К. Проблемы информационного обеспечения диспетчерского управления в условиях функционирования ФОРЭМ. – Энергетик. 2002, № 4.

7. Петров П.А., Лапин П.И., Прогноз финансового плана на РАО ˝ЕЭС России˝ на 2003 год. – Энергетик. 2003, № 2.

8. Серков А.В., Тарифная политика в промышленном энергосбережении. – Энергетик. 2001, № 2.

9. Синюгин В.Ю. Реформа электроэнергетики. Итоги 2002 г. и  задачи на 2003 г. – Энергетик. 2003, №2.

10. Стрельцов А.А., Киселёв В.В. Антимонопольное регулирование в электроэнергетике: теория и практика. – Энергетик. 2002, № 12.

11. Лазаренко С.Н., Тризко С.К. Структура потенциала энергосбережения в России. – «Промышленная энергетика», 2001, № 1.

12.  Макаров А.А., Малахов В.А., Шапот Д.В. Народнохозяйственные последствия роста цен энергоносителей. – ТЭК, 2001, № 2.

13. Терентьев А.В. Тарифная политика в бытовом энергосбережении. – Энергетик, 2001, № 2.

34