авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ БИБЛИОТЕКА РОССИИ

КОНФЕРЕНЦИИ, КНИГИ, ПОСОБИЯ, НАУЧНЫЕ ИЗДАНИЯ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 |   ...   | 4 | 5 || 7 | 8 |

«СПИСОК ИСПОЛНИТЕЛЕЙ От ОАО «ЭНИН»: Генеральный директор Э.П. Волков Заведующий отделением В.А. Баринов Заведующий ...»

-- [ Страница 6 ] --

4. Координация деятельности технологических платформ, направленных на развитие высоких технологий и инноваций в сфере электроэнергетики («Экологически чистая тепло вая энергетика высокой эффективности», «Малая распределенная энергетика», «Перспектив ные технологии возобновляемой энергетики», «Интеллектуальная энергетическая система России»), в том числе формирование перечня НИР и НИОКР по перспективным энергетиче ским технологиям (совместно с Минобрнауки России).

5. Организационно-аналитическая поддержка деятельности по формированию дол госрочных заказов на поставку продукции отечественного энергомашиностроения. Разработ ка совместно с АНО «ИЦЭМ» отражающих потребности электрогенерирующего и сетевого комплекса технических требований к типовому перспективному энергетическому оборудо ванию, содействие коммерциализации головных образцов типового перспективного энерге тического оборудования (совместно с Минпромторгом России)».

6. Научно-техническое сопровождение проектов создания совместных предприятий по трансферу инновационных технологий в российской электроэнергетике.

Рис. 3.6.1 – Основные организационно-финансовые механизмы реализации Подпрограммы Основной схемой финансирования разработки головных образцов новой техники должна стать консолидация всех источников: федерального и региональных бюджетов;

ин вестиционных средств машиностроительных, генерирующих и электросетевых компаний;

средств отраслевых энергетических фондов.

Разработка новых перспективных технологий должна быть возложена на НП «ЦИЭТ»

во взаимодействии с энергетическими и инфраструктурными компаниями: ОАО «СО ЕЭС», ОАО «ФСК ЕЭС», ОАО «Холдинг МРСК», ОАО «РусГидро», ОАО «ИНТЕР РАО ЕЭС».

Разработка и изготовление головных образцов инновационного оборудования, его ис пытания и сертификация в соответствии с упомянутым выше решением Правительства Рос сийской Федерации возложена на АНО «ИЦЭМ», которая должна осуществлять указанную деятельность, тесно взаимодействуя с производителями и потребителями этой продукции.

Одним из возможных путей решения вопроса обеспечения отечественной энергетики современным оборудованием является локализация производства импортного оборудования на территории Российской Федерации путём создания совместных предприятий с ведущими мировыми производителями современного оборудования. К числу таких проектов можно от нести:

– создание совместного предприятия с компанией Alstom по производству паровых турбинных установок малой мощности;

– создание с корпорацией Alstom совместного предприятия по сервисному обслу живанию тепловых электростанций;

– создание совместного предприятия с компанией General Electric по производству газовых турбин мощностью 77 МВт на базе модели 6FA.

При разработке Программы был проведен тематический анализ основных документов, определяющих приоритетные направления инновационного развития российской электро энергетики:

– Программ инновационного развития и тематических планов НИОКР энергокомпаний на 2011–2015 гг.

– Технологических платформ в сфере электроэнергетики («Экологически чистая тепловая энергетика высокой эффективности», «Малая распределительная энергетика», технологии возобновляемой энергетики», «Перспективные «Интеллектуальная энергетическая система»).

– ФЦП «Национальная технологическая база» (подпрограмма «Развитие силовой электротехники и энергетического машиностроения на 2012-2016 годы») Министерства промышленности и торговли РФ.

– ФЦП «Исследования и разработки по приоритетным направлениям развития научно-технологического комплекса России на 2007—2013 годы» Министерства образования и науки РФ.

На основании проведенного анализа данных материалов сформирован ряд демонстра ционных проектов перспективных технологий, предлагаемых к осуществлению в 2012- гг.:

1. Проекты в теплоэнергетике:

создание угольного энергоблока на суперсверхкритические параметры пара;

создание энергетической установки с комбинированным парогазовым циклом и газификацией угля;

создание отечественных котлов с циркулирующим кипящим слоем;

создание высокоэффективного теплофикационного блока на повышенные пара метры пара с минимальными выбросами вредных веществ в атмосферу;

освоение технологии сухого золошлакоудаления. Перевод твердотопливных ТЭС ОАО «ИНТЕР РАО ЕЭС» на сухое золошлакоудаление;

разработка всережимной опытно-промышленной ПГУ мощностью 20-25 МВт для электротеплоснабжения небольших и средних городов и городских районов;

создание и освоение отечественных газовых турбин для электроэнергетики.

2. Проекты управляемых линий электропередачи переменного тока (активно адаптивной сети):

создание базового статического устройства FACTS-второго поколения;

сооружение Забайкальского и Амурского преобразовательных комплексов несин хронного объединения ОЭС Сибири и ОЭС Востока (вставка постоянного тока);

создание управляемого устройства продольной компенсации;

создание фазоповоротного устройства (ФПУ) для ЛЭП;

внедрение асинхронизированных компенсаторов реактивной мощности АСК 2100 Мвар;

создание трансреактора, сочетающего в себе функции автотрансформатора и управляемого шунтирующего реактора;

создание преобразовательного оборудования для передач и вставок постоянного тока;

разработка новых видов высоковольтного электротехнического оборудования на напряжение 1150 кВ.

3. Проекты линий электропередачи постоянного тока кабельно-воздушная линия постоянного тока напряжением ±300 кВ, протяжённо стью 150 км и пропускной способностью 1000 МВт (КВЛПТ±300 /1000).

4. Устройства на базе сверхпроводникового оборудования:

разработка и сооружение высокотемпературной сверхпроводниковой (ВТСП) ка бельной линии (КЛ) длиной 1500 м, 20 кВ, 1500 А;

разработка и сооружение ВТСП трансформатора с магнитопроводом из аморф ной/наноструктурированной стали мощностью до 1000 кВА;

разработка и сооружение токоограничивающего устройства на основе ВТСП ма териалов.

5. Проекты установок возобновляемых источников энергии:

строительство двух ВЭС суммарной установленной мощностью 105 МВт в Ейском районе Краснодарского края;

сооружение опытно-промышленных Старогрозненской ГеоТЭС и Дагестанской ГеоТЭС мощностью по 10 МВт;

сооружение Северной приливной электростанции мощностью 12 МВт;

разработка технологии и организация производства компонентов ветрогенерато ров мощностью 2-3 МВт;

исследование и разработка конкурентоспособной технологии и топочного устрой ства паровых котлов отечественного производства для эффективного сжигания измельченно го древесного топлива влажности свежесрубленной древесины, обеспечивающего стабиль ные параметры пара для турбогенераторов тепловых электростанций.

6. Проекты создания унифицированного оборудования:

создание цифровых необслуживаемых подстанций для интеллектуальных сетей;

создание комплекса оборудования для обеспечения глубоких вводов электроэнер гии в мегаполисы на основе газонаполненных линий электропередач разработка кабелей среднего, высокого и сверхвысокого напряжения переменного и постоянного тока повышенной надежности на основе полимерных композитных материа лов;

создание унифицированного энергооборудования гидроагрегатов нового поколе ния с переменной частотой вращения.

По каждой конкретной технологии (проекту) в приложениях №39-43 представлены план-графики реализации, основные технико-экономические и экологические показатели технологий и проектов, потребности в ресурсном и нормативно-методическом обеспечении, ожидаемые результаты работы и пр.

Для стимулирования внедрения новых технологий для каждого объекта, где реализу ется (при координации со стороны Минэнерго России) демонстрационный проект, предлага ется обеспечить:

– гарантированное участие на оптовом рынке (без конкурентного отбора на рынке мощности), а также гарантии загрузки на рынке электроэнергии электростанций, на которых построены демонстрационные объекты с применением новых технологий;

– гарантированную возможность присоединения новых генерирующих мощностей с применением новых технологий к электрическим сетям.

Целевые индикаторы и показатели реализации подпрограммы:

– создание головных (пилотных) энергетических блоков и установок для ТЭС;

– создание мощных отечественных ГТУ;

– создание СП по производству газовых и паровых турбин;

– создание 2-х преобразовательных комплексов несинхронной связи;

– создание фазоповоротного устройства для ЛЭП;

– создание управляемого устройства продольной компенсации;

– сооружение устройств и оборудования на основе ВТСП;

– сооружение ряда опытно-промышленных установок ВИЭ и организация производ ства компонентов ветрогенераторов мощностью 2-3 МВт;

– пилотный проект преобразовательных ПС для ППТ±300 кВ – комплекс оборудования для пилотного проекта глубокого ввода 500 кВ в г. Моск ву на основе газового токопровода;

– кабели и арматура на напряжение 10-220 кВ из сшитого нанокомпозитного мате риала и полиэтилена, кабели на переменное напряжение 330 кВ и соединительная концевая арматура к ним;

– система высоконадежных адаптивных преобразователей для вставок и линий по стоянного тока;

– новые силовые полупроводниковые приборы для комплектации преобразователей;

– гидроагрегат с переменной частотой вращения.

Представленные в настоящей подпрограмме мероприятия по разработке конкретных образцов энергетической техники должны быть завершены к 2020 г. Предполагается, что па раллельно с этим должны проводиться поисковые и фундаментальные НИР и НИОКР по перспективным энергетическим технологиям – в рамках реализации государственной про граммы «Развитие науки и технологий» на 2012-2020 гг. и ФЦП «Исследования и разработки по приоритетным направлениям развития науки и техники» (отв. Минобрнауки России). В результате выполнения этих НИР и НИОКР должны быть определены перспективные на правления развития отечественной энергетики на период после 2020 года.

4 Механизм реализации и эффективность Программы модернизации электроэнергетики Реализация предложенных выше (разделы 3.1 – 3.6) направлений модернизации элек троэнергетики до 2020 г может обеспечить масштабное и комплексное обновление произ водственной базы отрасли и всех ее подотраслей: атомной, гидрогенерации, тепловой энер гетики, возобновляемой энергетики, передачи, распределения электроэнергии, а также сис темы теплоснабжения.

Однако важным условием успеха Программы модернизации электроэнергетики явля ется разработка механизмов ее реализации, соответствующих новым хозяйственным отно шениям в отрасли. Лишь с учетом проработки таких мер может быть получена и объективная оценка эффективности Программы модернизации отрасли в период до 2020 г.

Ниже приведено описание рекомендуемых механизмов реализации Программы, по зволяющих согласовать хозяйственные интересы генерирующих и электросетевых компаний с интересами потребителей энергии.

4.1 Рекомендуемые механизмы реализации Программы модернизации электро энергетики 4.1.1 Общие положения Реализация намеченных Программой модернизации планов по замене существующих и вводу новых генерирующих и электросетевых мощностей в электроэнергетике в период до 2020 года потребует масштабных капиталовложений в объеме 8,2 трлн руб. 2010 года. В но минальном выражении объем капиталовложений составит 11,4 трлн рублей (табл. 4.1.1). При этом 4,0 трлн руб. (35 % от общего объема) должно быть вложено в замену и развитие тепло вой генерации, еще 2,8 трлн руб. (24,0 %) – в развитие нетопливной энергетики (АЭС, ГЭС и ВИЭ). На модернизацию и развитие электрических сетей потребуется 4,6 трлн руб.

Таблица 4.1.1 – Потребность капиталовложениях для реализации Программы модер низации электроэнергетики Всего В реальном выражении, млрд руб. 2010 г. 2011-2015 гг. 2016-2020 гг.

2011-2020 гг.

Капиталовложения - всего 3 958 4 268 8 Генерация – всего 2 479 2 471 4 ТЭС 1 271 1 610 2 АЭС 848 476 1 ГЭС 283 269 ВИЭ 78 115 Сети - всего 1 479 1 797 3 ЕНЭС 739 700 РСК 740 1097 В номинальном выражении, млрд руб.

Капиталовложения - всего 4 785 6 576 11 Генерация – всего 2 991 3 813 6 ТЭС 1 540 2 485 АЭС 1 015 731 1 ГЭС 337 418 ВИЭ 98 179 Сети - всего 1 794 2 763 4 ЕНЭС 892 1 077 1 РСК 902 1 686 2 Выполнение таких масштабных планов технологического обновления потребует соз дания новой системы эффективного взаимодействия и управления развитием генери рующих и сетевых компаний с участием государства, которая обеспечила бы привлечение отрасль необходимых инвестиционных ресурсов и их эффективное использование на при оритетных направлениях Программы.

Через совершенствование существующей рыночной среды в электроэнергетике меха низмы реализации Программы должны обеспечить:

– приемлемое соотношение доходности и рисков долгосрочных вложений как в ре гулируемой, так и в конкурентной сферах деятельности с учетом неопределенности макро экономической ситуации. Данное условие является ключевым для расширенного привлече ния внешних ресурсов на рынках капитала через механизмы корпоративного и проектного финансирования (кредитование, выпуск облигаций, эмиссия акций), а также иные механиз мы стратегических инвестиций (например, софинансирование с крупными потребителями).

– ведущую роль государства в управлении инвестиционным процессом в соответст вии с требованиями энергетической безопасности страны и регионов. Для осуществления данной функции, во-первых, должны быть максимально эффективно задействованы корпо ративные механизмы влияния на инвестиционные стратегии компаний отрасли с государст венным участием. Во-вторых, потребуется значимое участие государства в организации фи нансирования и снижении инвестиционных рисков программ реконструкции и нового строи тельства в электроэнергетике и сетях. При минимизации прямой бюджетной поддержки от расли это потребует расширенного привлечения кредитных ресурсов банков с государствен ным участием.

Решая задачи финансового наполнения Программы, механизмы ее реализации долж ны одновременно обеспечить сдерживание дополнительной ценовой нагрузки на потре бителей электроэнергии, связанной с трансляцией инвестиционных потребностей в систему отраслевых цен и тарифов за счет рационального соотношения:

– внутренних финансовых ресурсов компаний, включая амортизационные отчисле ния (объем которых будет увеличиваться во всех подотраслях пропорционально накоплен ному объему капиталовложений), а также целевые инвестиционные средства, исключаемые из состава налогооблагаемой прибыли (как минимум – для атомной энергетики);

– объемов и стоимости капитала, привлекаемого на условиях гарантирования до ходности в сетевые компании (RAB-регулирование) и в сектор генерации (вводы в рамках ДПМ и МГИ), которые будут формировать отложенный по времени, но растущий в динами ке (по мере ввода объектов) объем финансовых обязательств для последующей оплаты по требителями;

– объемов конкурентного ценообразования на долгосрочном рынке мощности и экономически обоснованного уровня предельных цен на мощность, которые определяют до лю ДРМ в средневзвешенной цене мощности для потребителей на оптовом рынке.

Реализация Программы модернизации формирует мощный инвестиционный и инно вационный импульс для ключевых обеспечивающих отраслей: энергетического машино строения, электротехнической промышленности и строительного комплекса. Развитие меха низмов межотраслевого взаимодействия (как составной части государственной промышлен ной политики) на базе масштабных и долгосрочных контрактов может создать условия для освоения и серийного выпуска современных типов оборудования и оптимизации строитель ных работ. Это в свою очередь обеспечит важный положительный эффект для электроэнер гетики в виде удешевления типовых инвестиционных решений по реконструкции и новому строительству и снижения необходимых объемов инвестиций, что также будет способство вать экономически обоснованному сдерживанию роста цен электроэнергии для конечных потребителей.

4.1.2 Механизмы реализации Программы в электросетевом комплексе и их влияние на тарифы сетевых компаний В регулируемой сфере, к которой относится вся сетевая инфраструктура (сети ЕНЭС и распределительная сеть), главным механизмом модернизации электросетевого хозяйства России является переход к тарифообразованию на основе доходности на инвестированный капитал (RAB-регулирование). Основными эффектами новой тарифной модели являются:

– гарантированные условия по доходности капитала для расширенного привлечения внешних финансовых ресурсов сетевыми компаниями;

– связанное с этим снижение и перераспределение во времени инвестиционной со ставляющей сетевого тарифа для потребителей, которые в течение последующих лет оплачи вают не полный объем текущих инвестиционных затрат, а лишь часть, связанную с обслужи ванием привлеченного капитала.

В соответствии с действующей моделью тарифного регулирования тарифы устанав ливаются как для услуг по передаче (ЕНЭС), так и по распределению электроэнергии (РСК).

В рамках применяемого «котлового» метода тарифы распределительных компаний аккуму лируют в себе необходимую выручку для оплаты услуг по передаче электроэнергии, собст венных расходов РСК на эксплуатацию и обслуживание капитала, а также на оплату всех технологических потерь. Таким образом, тарифы РСК с точки зрения конечных потребите лей являются по сути «общим» сетевым тарифом на передачу и распределение электроэнер гии, показывающим интегральный вклад сетевого комплекса в среднеотпускную цену элек троэнергии.

Переход к формату RAB-регулирования делает финансовые обязательства по инве стированному капиталу наиболее значимой компонентой тарифов сетевых компаний, вели чина которой напрямую зависит от объема инвестиций, стоимости и сроков привлечения средств. Данные изменения в структуре перспективных RAB-тарифов позволяют определить механизмы сдерживания ценовой нагрузки на потребителей со стороны сетевых компаний при реализации Программы модернизации:

1. Ограничение размера инвестированного капитала, на который распространяются условия RAB-регулирования, составом сетевых объектов, обоснованным при разработке Программы модернизации и уточненных в работах по системному проектированию развития электроэнергетики: для ЕНЭС – это Схема и программа Единой энергетической системы России, для распределительных сетей – схемы и программы развития электроэнергетики ре гионов.

2. Снижение удельной стоимости проектов реконструкции и строительства новых сетевых объектов как результат удешевления (минимум на 10-15 %) стоимости оборудова ния и строительства при переходе к типовым проектам реконструкции и сооружения новых электросетевых объектов на основе крупносерийных заказов в рамках реализации Програм мы модернизации.

3. Снижение стоимости капитала, привлекаемого сетевыми компаниями. В настоя щее время утвержденная доходность на новый инвестированный капитал для объектов ос новной сети составляет 10 – 11 %, и 12 % – для распределительной сети. В перспективе сни жение требуемой доходности может быть достигнуто не только как результат макроэконо мических тенденций замедления инфляции, но главным образом – за счет перестройки кре дитного портфеля с привлечением более «длинных» и «дешевых» ресурсов, в том числе – российских банков с государственным участием, а также (в ограниченном объеме) субсиди рования процентных ставок.

4. Ужесточение контроля за экономически обоснованной доходностью сделанных инвестиций и особенно – доходностью уже имеющихся активов. Действующим порядком RAB-регулирования предполагается, что уже в следующем 5-летнем периоде на все активы сетевых компаний будет гарантирована единая норма доходности. При этом уже в нынешнем периоде регулирования (2010-2014 гг.) утверждена повышающаяся норма доходности с 4 до 9 % для услуг по передаче и с 6 до 12 % для услуг по распределению электроэнергии.

5. Усиление стимулирующих мер по формированию тарифной выручки с учетом ин дексов снижения затрат и потерь электроэнергии.

Количественная оценка сетевых тарифов выполнена в текущих рублях для услуг по передаче электроэнергии по сетям ЕНЭС и на ее распределение в сетях РСК. Расчет базовой динамики тарифов, обеспечивающих реализацию инвестиционных решений Программы мо дернизации, проведен с учетом действующей методики ФСТ РФ и утвержденных параметров для формирования RAB-тарифов сетевых компаний на первый 5-летний период регулирова ния. На последующие периоды регулирования (также в соответствии с методикой ФСТ РФ) принята единая ставка доходности для капитала, инвестированного до начала каждого пе риода, и инвестиций, предусмотренных в течение этого периода. Величина доходности капи тала на последующие периоды регулирования определена с учетом прогнозируемого соот ношения собственных и заемных средств в капитале сетевых компаний, полученного на ос нове разработки укрупненного финансового плана сетевых компаний по передаче и распре делению электроэнергии до 2020 года.

При сохранении принятого порядка и базовых параметров RAB-регулирования осу ществление Программы модернизации в передаче электроэнергии приведет к росту необхо димой валовой выручки в 3,5 раза (табл. 4.1.2). При этом доля финансовых обязательств на инвестированный капитал превысит 55% в прогнозной структуре тарифной выручки услуг по передаче.

Реализация намеченных Программой модернизации инвестиций в распределительных сетях и прогнозируемый при базовых параметрах RAB-регулирования потребует увеличить тарифную выручку РСК в 2,3 раза. При этом доля финансовых обязательств на инвестиро ванный капитал достигнет 40 % от собственной тарифной выручки распределительных ком паний (т.е. без учета расходов на оплату услуг на передачу и оплату потерь).

Таблица 4.1.2 – Динамика необходимой тарифной выручки для условий RAB регулирования в ЕНЭС, млрд руб.

Год 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 тарифная выручка при базовых параметрах регулирования всего*) 123 154 185 212 215 252 278 305 332 - затраты 21 21 24 27 11 31 33 35 36 - налоги 24 27 30 32 33 33 35 37 39 - доход на капитал 47 69 85 104 120 132 150 168 186 - возврат капитала 35 39 43 48 52 57 62 68 73 тарифная выручка при сниженной стоимости объектов и капитала всего*) 123 154 185 212 203 235 240 260 281 - затраты 21 21 24 27 29 31 33 35 36 - налоги 24 27 30 32 30 31 29 31 32 - доход на капитал 47 69 85 104 108 118 117 130 143 - возврат капитала 35 39 43 48 52 57 61 66 71 *) – с учетом сглаживания в первый период регулирования Таблица 4.1.3 – Динамика необходимой тарифной выручки для условий RAB регулирования в РСК (без учета услуг по передаче электроэнергии и стоимости потерь), млрд руб.

год 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 тарифная выручка при базовых параметрах регулирования всего*) 307 410 473 507 550 594 650 708 765 - затраты 181 183 191 198 206 214 220 228 233 - налоги 34 46 55 60 65 71 79 86 95 - доход на капитал 64 108 142 159 181 203 234 266 297 - возврат капитала 72 77 82 89 97 106 117 128 140 тарифная выручка при сниженной стоимости объектов и капитала всего*) 307 410 473 508 552 573 597 617 660 год 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 - затраты 181 183 191 198 206 214 220 228 233 - налоги 34 46 56 61 67 70 75 78 86 - доход на капитал 64 108 142 159 181 183 186 186 206 - возврат капитала 72 77 82 89 97 105 115 126 136 *) – с учетом сглаживания в первый период регулирования Включение рассмотренных выше механизмов снижения стоимости объектов инвести ций и стоимости привлекаемого капитала (до 8%) может существенно снизит объем необхо димой тарифной выручки сетевых компаний. На уровне 2020 г. ее ежегодная величина по услугам на передачу снизится на 51 млрд руб. (табл. 4.1.2) и на 118 млрд руб. – для услуг по распределению электроэнергии (табл. 4.1.3). Примерно такая же величина экономии ( млрд. рублей в 2020 г.) может быть получена за счет сдерживания расходов территориаль ных сетевых организаций (ТСО), в том числе за счет их интеграции с крупными компаниями сетевого комплекса. В целом, по сравнению с базовыми условиями тарифного регулирования годовая необходимая выручка по электросетевому комплексу может быть снижена в 2020 г.

почти на 300 млрд. рублей (табл. 4.1.4), а в целом за период снижение тарифной нагрузки на потребителей составит около 1,4 трлн. рублей.

Таблица 4.1.4 – Динамика необходимой тарифной выручки в целом по электросете вому комплексу, млрд руб.

год 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 тарифная выручка при базовых параметрах регулирования всего 633 815 943 1028 1102 1205 1310 1411 1525 ЕНЭС 123 154 185 212 215 252 278 305 332 РСК 307 410 473 507 550 594 650 708 765 ТСО 123 164 190 203 221 232 243 255 265 Потери 80 86 95 106 116 128 140 143 162 тарифная выручка при сниженной стоимости объектов и капитала всего 633 777 884 959 1008 1076 1120 1168 1254 ЕНЭС 123 154 185 212 203 235 240 260 281 РСК 307 410 473 508 552 573 597 617 660 ТСО 123 127 130 133 137 140 143 147 150 Потери 80 86 95 106 116 128 140 143 162 Это, в свою очередь, позволит скорректировать темпы роста сетевых тарифов. При базовых условиях регулирования с учетом прогнозируемого увеличения НВВ и электропо требления величина формируемого по «котловому» методу тарифа на передачу и распре деление электроэнергии должна будет вырасти в 2 раза к 2020 г., что значительно превы шает накопленный рост инфляции (рис. 4.1.1). В то же время рост тарифов при снижении стоимости сетевых объектов и привлекаемого капитала позволит ограничить рост тарифа к 2020 г. не более чем в 1,6 раза. Важным качественным результатом действия механизмов Программы модернизации станет возможность существенного замедления темпов среднего дового роста ниже инфляции после 2015 года.

4.1.3 Механизмы реализации Программы в генерации и их влияние на объемы оплаты мощности на оптовом рынке Реформирование электроэнергетики в наибольшей степени затронуло именно сектор генерации, где была кардинальным образом изменена организационно-хозяйственная струк тура (формирование ОГК и ТГК), структура собственности (более 50 % тепловой генерации контролируется крупными российскими инвесторами и зарубежными энергокомпаниями), а также система ценообразования на конкурентных рынках электроэнергии и мощности (с 2011 года 100 % электроэнергии с оптового рынка отпускается по свободным ценам – за ис ключением поставок населению).

160 100 2011 г. 2015 г. 2020 г.

базовые параметры регулирования с учетом снижения стоимости объектов и капитала инфляция Рис. 4.1.1 – Накопленный рост «котлового» тарифа на передачу и распределение электро энергии к 2011 г., % Механизмы реализации Программы модернизации в генерации электроэнергии долж ны быть нацелены на дальнейшее совершенствование рыночной среды и создание условий для формирования у нынешних собственников стратегического подхода к управлению, тех нологическому обновлению и развитию активов, в том числе за счет:

– обеспечения долгосрочной стабильности режима нормативного и ценового регу лирования оптовых рынков электрической энергии и мощности (ОРЭМ);

это относится, в частности, к недопустимости одностороннего пересмотра ценовых условий и правил рынка и долгосрочных договоров без компенсации упущенной выгоды и других потерь со стороны генерирующих компаний;

– совершенствования конечной модели оптового рынка электроэнергии и мощности, позволяющей прогнозировать результаты деятельности участников рынка с учетом горизон та более 5 лет;

– формирования системы хеджирования рыночных рисков за счет развития бирже вой торговли прикладными финансовыми инструментами на электроэнергию;

– снижения финансовых рисков за счет разработки комплекса мер, направленных на исключение неплатежей на ОРЭМ;

– снижения рисков для эффективной и прибыльной работы ТЭЦ на конкурентном рынке электроэнергии (мощности) и регулируемом рынке тепла за счет:

– последовательного снижения объемов перекрестного субсидирования между рын ками электроэнергии (мощности) и тепла;

– экономических стимулов для продолжения эксплуатации компаниями неэффек тивной тепловой генерации по условиям надежности теплоснабжения;

– механизма гарантированной доходности капитальных вложений в тепловые сети, аналогичного методу RAB – снижения экономических рисков в сфере топливоснабжения за счет формирования дополнительных возможностей для приобретения газа на гибких условиях у независимых поставщиков (с облегчением их доступа к магистральным газопроводам), функционирования электронной торговой площадки для покрытия пиковых нагрузок, функционирования биржи газа для возможности хеджирования стоимости ресурсов на среднесрочную перспективу.

Наиболее важными для успешной реализации Программы являются эффективные ме ханизмы оплаты мощности, обеспечивающие финансовое наполнение и привлекательность решений по реконструкции и новому строительству электростанций для собственников ком паний и их кредиторов. Совершенствование существующих механизмов оплаты мощности должно обеспечить рациональный баланс между конкурентным ценообразованием на мощ ность и применением механизмов гарантирования доходности инвестиций.

А. Механизмы долгосрочного рынка мощности Модернизация модели конкурентного отбора и ценообразования на долгосрочном рынке мощности (ДРМ) как основного инструмента должна обеспечить совместное эффек тивное решение двух задач:

– экономического стимулирования генерирующих компаний по выводу из эксплуа тации физически и морально устаревших действующих мощностей и их замене технологиче ски прогрессивным оборудованием;

– оптимизации состава проектов по техническому перевооружению и новому строи тельству, проводимой в рамках дополнительных отборов инвестиционных проектов.

Существующая нормативная база оптового рынка уже предусматривает возможности для последовательной организации двух конкурентных отборов мощностей (КОМ): для дей ствующих и новых генераторов1. Развитие и эффективное применение этой концепции должно сопровождаться рядом мер, повышающих конкурентность предложения мощностей при одновременном сдерживании дополнительного роста ценовой нагрузки:

1. Необходимо обеспечить согласованность нормативов резервирования, используе мых при расчете потребности в мощности по зонам свободного перетока (ЗСПМ), с проект ными нормативами для ЕЭС и ОЭС и/или расчетными показателями балансовой надежности, соответствующими ее целевому уровню, определенному в схемах и программах развития от расли на период проведения отбора мощностей2. Таким образом, суммарный объем платежей за мощность потребителями будет обоснован и четко связан с целевым уровнем надежности в энергосистеме, который сможет быть обеспечен отобранным объемом генерирующих мощностей.

2. При отборе действующих мощностей необходимо установить более жесткие, но дифференцированные требования для генерирующего оборудования, допускаемого к уча стию в конкурентном отборе мощности (рис. 4.1.2). Оплата содержания действующих мощ ностей, недопущенных на КОМ, может обеспечиваться только за счет выручки с рынка элек троэнергии, что резко снизит экономическую целесообразность продления их эксплуатации и повысит эффективность его замены современным оборудованием.

В настоящее время для допуска мощностей на КОМ применяется единственный «возрастной» критерий, который учитывает лишь «календарный» срок эксплуатации дейст вующего оборудования. Представляется важным дополнить существующий подход к допус ку действующей генерации на рынок мощности следующим образом:

– использовать в качестве приоритетного критерий экономичности оборудования (на основе удельных расходов топлива);

– модифицировать применяемый «возрастной» критерий с тем, чтобы адекватно учитывать реальный объем выполненных работ по замене отдельных узлов и деталей и от ражать фактическое состояние оборудования: физический износ и надежность эксплуатации.

В случаях, когда экономически целесообразный вывод неэффективного оборудования из эксплуатации невозможен по соображениям надежности энергоснабжения, генерирую щим компаниями необходимо предоставить возможность для компенсации убытков через рынок системных услуг или через отдельное тарифное решение (с присвоением статуса вы нужденного поставщика).

Это требование в полной мере относится к действующим ТЭЦ при отсутствии альтер нативных источников теплоснабжения. При невозможности закрытия данных объектов не Постановление Правительства РФ от 27 декабря 2010 г. № 1172 «Об утверждении Правил оптового рынка электрической энергии и мощности и о внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Фе дерации по вопросам организации функционирования оптового рынка электрической энергии и мощности».

Постановление Правительства РФ № 823 от 17.10.2009 «О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики»

обходимо создать экономический механизм компенсации убытков для собственника или за действовать механизм выкупа таких ТЭЦ местными органами власти.

3. При проведении дополнительных отборов инвестиционных проектов необходимо создать условия для роста конкуренции в предложении новых или модернизированных мощ ностей за счет расширения состава альтернативных проектов по обеспечению потребности в мощности в каждой ЗСПМ (рис. 4.1.3), включая:

– инвестиционные проекты у крупных потребителей в данной ЗСПМ, предпола гающие строительство собственных генерирующих мощностей или реализацию мероприя тий по энергосбережению и управлению нагрузкой, снижающих исходный объем балансо вый потребности в мощности;

– инвестиционные проекты по снятию сетевых ограничений, увеличению пропуск ной способности межсистемных связей и величины предельно допустимого балансового пе ретока между соседними ЗСПМ, особенно – между зонами, где по результатам предыдущих отборов выявлена существенная разница конкурентных цен.

4. Для прошедших отбор дополнительных инвестиционных проектов необходимо обеспечить экономическую обоснованность уровня оплаты мощностей, который будет га рантирован новыми договорами на поставку мощности (дополнительные ДПМ), заключае мыми по результатам дополнительного КОМа:

– мощности, прошедшие дополнительный КОМ, оплачиваются не по единой мар жинальной цене, сформированной ценовой заявкой наиболее «дорогого» проекта, а в соот ветствии с параметрами собственной поданной ценовой заявки (рис. 4.1.2);

– уровень ценовых заявок по инвестиционным проектам ограничен «сверху» через механизм cap price – предельную цену заявляемой мощности, величина которой определяет ся, исходя из параметров стоимости объектов и доходности капитала по уже заключенным ДПМ;

Тыс. руб./МВт. мес.

Действующие мощности, не допущен ные на КОМ по техническим условиям (возраст и состояние оборудования) или экономической обоснованности (удельные расходы и затраты) заявок Дополни тельные новые (реконстр., Новые Новые Действующие Действующие модерниз.) ГЭС и ТЭС ГЭС и АЭС ТЭС мощности АЭС ДПМ Ценовые заявки на «основной» Ценовые заявки на дополнит.

КОМ КОМ Рис. 4.1.2 – Схема распределения мощностей при проведении двух конкурентных отборов мощности на ДРМ Потребность в Тыс. руб./МВт. мес. мощности Цена оплаты мощности новых ГЭС и АЭС Cap price для дополнительного КОМа = = цена оплаты мощности ДПМ Цена оплаты мощности ДПМ Cap price для «основного» КОМа Цена «основного» КОМа Дополни тельные Срезка новые Новые Новые цены на (реконстр., ГЭС и ТЭС 15% Действующие Действующие модерниз.) АЭС ДПМ дорогих мощности ГЭС и АЭС ТЭС заявок «Основной» КОМ на дейст- Дополнительный вующие мощности КОМ на новые мощности Рис. 4.1.3 – Объемы оплаты мощности действующих и новых мощностей при проведении двух конкурентных отборов мощности на ДРМ – в рамках дополнительного КОМа инвестиционные проекты компаний сопостав ляются с типовыми проектами технологического перевооружения и/или нового строительст ва разных типов электростанций;

такие проекты обеспечили бы системное сопоставление (бенчмаркинг) ценовых заявок, исходя из стоимости лучших технологических и инжинирин говых решений, а также из типовой структуры финансирования и минимально необходимой стоимости капитала.

– ценовые заявки поставщиков мощности корректируются с учетом результатов их работы на рынке электроэнергии - заявляемая цена мощности должна учитывать не только постоянные эксплуатационные затраты и финансовые обязательства, но и часть полученного поставщиками дохода на рынке электроэнергии3:

– в настоящее время для заключенных договоров ДПМ определена доля компенси руемых затрат на мощность, отражающая (по типам станций и зонам рынка) прогнозную прибыль от продажи электрической энергии4 для существующих ценовых условий на рынках электроэнергии и топлива;

– с учетом прогнозируемого роста цен газа и связанного с ним роста доходов на рынке электроэнергии для новых мощностей (за счет увеличения разницы между топливны ми затратами маржинальных действующих и новых мощностей) при заключении дополни тельных ДПМ необходимо уточнить обоснованную долю компенсации постоянных и капи тальных затрат за счет доходов от продажи электроэнергии;

при этом важно сохранить для Так называемый спарк-спред – разность между спотовой ценой электроэнергии и переменными (топливными) затратами «Правила определения цены на мощность, продаваемую по договорам о предоставлении мощности», утв. По становлением Правительства РФ от 13 апреля 2010 г. № 238.

компаний экономическую заинтересованность в снижении удельных расходов топлива при модернизации и техническом перевооружении действующих мощностей.

Важно отметить, что основная часть вышеперечисленных мер уже предусмотрена в действующей нормативной базе рынка. Поэтому эффективность их применения и достигае мое в результате сдерживание роста конкурентных цен связаны не столько с кардинальным изменением Правил ДРМ, сколько с расширением информационных, расчетных и аналити ческих возможностей для антимонопольного контроля над поставщиками и ценовой конъ юнктурой5.

Б. Механизмы гарантирования доходности инвестиций в генерации.

Совершенствование конкурентной среды на долгосрочном рынке мощности должно идти совместно с модернизацией механизмов гарантирования доходности инвестиций, обес печивающих более низкий (по сравнению с условиями спотовой конкуренции на ДРМ и РСВ) уровень рыночных рисков для инвестиционных проектов генерирующих компаний и независимых инвесторов.

Основным форматом таких механизмов, который уже применяется в российской элек троэнергетике, являются договора на поставку мощности (ДПМ), предоставляющие долго срочные (как минимум – на 10 лет для ТЭС и 20 лет для ГЭС, ГАЭС и АЭС) гарантии по оп лате расходов, необходимых для ввода и поддержания в готовности новых мощностей. При этом генерирующие компании сохраняют возможности для самостоятельной оптимизации загрузки новых мощностей при работе на конкурентном рынке электроэнергии.

В настоящее время процедура заключения договоров на поставку мощности носит ра зовый характер, а объемы и состав мощностей определены специальными решениями Пра вительства РФ. Представляется целесообразным при реализации Программы модернизации распространить формат ДПМ на все инвестиционные проекты, прошедшие процедуру до полнительного конкурентного отбора на долгосрочном рынке мощности.

В качестве дополнительного механизма гарантирования доходности инвестиций для отдельных объектов, включенных в Программу модернизации, могут применяться также до говора участия в формировании технологического резерва мощностей. Основным отличием данных договоров от ДПМ является более высокий уровень защиты от рисков на рынке – га рантированная оплата распространяется не только на мощность, но и на электроэнергию.

Фактически, генерация, вводимая для формирования технологического резерва мощностей, не участвует в конкуренции на рынке электроэнергии, а загрузка мощностей осуществляется на основе требований Системного Оператора. Данный формат гарантирования может быть эффективно использован, в частности, для объектов, имеющих ограниченные возможности по прибыльной конкуренции на действующем спотовом рынке (РСВ), но выполняющих важные общесистемные функции (таких, как ГАЭС).

Основными эффектами при расширенном применении механизмов гарантирования доходности инвестиций в генерации (по своей сути аналогичных механизмам RAB регулирования сетевых тарифов) являются:

– заметное снижение рисков невыполнения финансовых обязательств по инвестици онным проектам перед кредиторами и акционерами генерирующих компаний;

– снижение текущей инвестиционной нагрузки для потребителей за счет минимиза ции совокупной цены мощности (для ДПМ) или полной цены электроэнергии (для договоров формирования технологического резерва) при конкурсном отборе проектов и отложенной во времени оплате новых мощностей лишь после их ввода в эксплуатацию.

В условиях достаточно больших объемов технического перевооружения и нового строительства электростанций даже отложенная во времени оплата вводимых мощностей по Действующая нормативная база наделяет ФАС РФ достаточно большими полномочиями по оценке экономи ческой обоснованности ценовых заявок поставщиков мощности и формирующихся по результатам конкурент ного отбора цен по зонам свободного перетока.

условиям ДПМ приведет к быстрому нарастанию суммарной величины ежегодных платежей за мощность на оптовом рынке.

Из суммарных 77 ГВт вводов в период до 2020 года для 50% мощностей (16,3 ГВт но вых ГЭС и АЭС, 22,7 ГВт ТЭС по уже подписанным ДПМ) правительственными решениями уже утверждены параметры оплаты мощности (табл. 4.1.5). Базовые ставки платы за мощ ность по ТЭС, вводимым по ДПМ, приведены в таблице 4.1.6.

Таблица 4.1.5 – Динамика новой мощности электростанций при инновационном вари анте по ЕЭС России, ГВт год 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 Новая мощность – всего, в т.ч.: 6,9 14,0 20,8 27,8 39,1 43,9 50,7 61,2 69,1 76, ГЭС 2,4 4,2 4,6 5,0 5,0 5,0 5,5 6,0 6, АЭС 1,0 1,0 2,2 5,3 6,5 8,8 9,9 9,9 9, ТЭС, из них 6,9 10,6 15,6 21,1 28,8 32,5 36,8 45,8 53,2 60, определившийся состав 5,3 8,3 10,7 15,7 21,5 22,5 22,7 22,7 22,7 22, 1,6 2,2 4,8 5,4 7,3 9,9 14,1 23,1 30,1 37, дополнительный состав Таблица 4.1.6 – Плата за мощность для вводимых по ДПМ объектов, тыс.

руб./МВт·мес.

Кклим (к-т Вид топлива Газ Уголь увеличения Мощность 250 150-200 150 225 кап.вложений) блока, МВт Юг 1 500 617 771 1 048 1 Юг Волги – 1,075 494 609 762 1 035 1 Азов 1,15 Центр 524 647 810 1 100 1 1,225 Урал 554 685 858 1 165 1 1,3 Сибирь 828 976 1 169 1 647 1 Источник: Минэнерго РФ Таким образом, при реализации Программы модернизации задача сдерживания роста объемов платежей за мощность может быть решена лишь за счет возможной корректировки параметров оплаты дополнительных вводов ТЭС в части:

– снижения удельной стоимости проектов реконструкции и строительства новых электростанций, которая может быть достигнута за счет типизации проектов и крупносерий ного производства и поставок нового оборудования – при одновременном действии антиза тратных стимулов конкурентного отбора;

– удешевления инвестиционных ресурсов, привлекаемых генерирующими компа ниями. В настоящее время утвержденная при оплате мощностей по ДПМ доходность инве стиций достигает 14%. В период до 2020 г. ее снижение потребует целенаправленной работы по уменьшению общего уровня рисков для частных инвестиций в условиях конкуренции, а также по масштабному вовлечению государства в инвестиционный процесс через кредитные ресурсы банков с государственным участием В отличие от секторов передачи и распределения электроэнергии, где основная часть активов сконцентрирована в рамках единой вертикали корпоративного управления (ОАО «ФСК ЕЭС», ОАО «Холдинг МРСК»), сектор генерации электроэнергии достаточно сильно децентрализован, а государство напрямую контролирует лишь часть генерирующих активов в тепловой генерации. В этой ситуации необходимо создать специальный механизм госу дарственно-частного партнерства при реализации инвестиционных проектов (прежде все го – в тепловой генерации), позволяющего достичь перечисленных выше эффектов удешев ления объектов и снижения стоимости капитала:

http://www.minenergo.gov.ru/activity/powerindustry/powerdirection/long-term/ 1. Для государства участие генерирующих компаний в рамках данного партнерства должно создать возможности координации их инвестиционных программ при формировании сводного инвестиционного заказа для обеспечивающих отраслей. Данная мера обеспечит критически необходимую долгосрочную предсказуемость рынка для развертывания про грамм развития обеспечивающих отраслей, прежде всего – отечественного энергомашино строения.

Для этого заключение ДПМ по дополнительным проектам компаний, прошедшим конкурентный отбор на рынке, должно сопровождаться требованиями по использованию ти повых проектных решений и ограниченной номенклатуры типоразмеров оборудования оте чественного или совместного производства.

2. Для генерирующих компаний, принимающих дополнительные требования по реа лизации проектов, участие в рамках партнерства должно стать экономически привлекатель ным за счет существенного снижения проектных рисков и связанной с ними стоимостью ка питала:

– наиболее важным результатом партнерства является доступ через банки с государ ственным участием к кредитным ресурсам с более низкой ставкой (возможно и с более дли тельными сроками возврата), чем средства, привлекаемые на традиционных рынках капита ла;

– для снижения финансовых обязательств компаний может применяться и бюджет ное софинансирование расходов на уплату процентов по кредитам (субсидирование про центных ставок);

– не менее важной мерой является возможность заключения контрактов (являющих ся частью скоординированного потока отраслевых заказов) на поставку серийного оборудо вания на более выгодных ценовых условиях, снижающих необходимый объем инвестиций и последующих финансовых обязательств;

– помимо этого, для участников партнерства государство может заметно снизить стоимость (и сроки подготовки и осуществления) проектов за счет сокращения инфраструк турных затрат в стоимости мощностей, вводимых на новых площадках (включая объекты газо- и водоснабжения, а также выдачи электрической мощности). При этом часть стоимости инфраструктурных объектов включается в инвестиционные программы (и тарифы) газо снабжающих, электросетевых и прочих компаний.

В. Количественная оценка влияния механизмов Программы модернизации на оплату мощности на оптовом рынке.

Пример количественной оценки влияния удешевления вводимых мощностей и инве стируемого капитала на уровень платы за мощность для условий крупной газовой генерации в Центре приведена в таблице 4.1.7. Расчеты, выполненные в соответствии с действующей методической базой для проектов ДПМ7, показывают, что при снижении удельной стоимо сти вводов на 10-15 % и привлечении капитала с доходностью 8-10 % цена оплаты мощности для новой генерации может быть снижена примерно на 40 %.

Таблица 4.1.7 – Пример возможной корректировки цены мощности для дополнитель ных ДПМ с учетом удешевления стоимости проектов и капитала.

Газовая генерация выше 250 МВт Базовые параметры Скорректированные парамет 1 ЦЗ (Центр) ДПМ (Постановление ры ДПМ №238) 1 Базовые удельные капиталовложе- 28770 25893 ния, тыс. руб 2010 г./кВт (-10%) (-15%) Доходность капитала, % 14 10 Срок возврата, лет 15 20 524 331 Цена мощности, тыс.руб./МВт·мес.

«Правила расчета составляющей цены на мощность, обеспечивающей возврат капитальных и эксплуатацион ных затрат», утв. Постановлением Правительства Российской Федерации от 13 апреля 2010 г. № 238.

Предварительная оценка объемов оплаты мощности на оптовом рынке выполнена при сохранении базовых параметров для дополнительных ДПМ, заключаемых по результатам дополнительного конкурентного отбора инвестиционных проектов на ДРМ. При этом из расчета платежей для внутреннего рынка исключены вводы мощности ТЭС для экспортных проектов. Как показано в таблице 4.1.8, совокупный объем оплаты мощности на 2020 год достигнет 936 млрд руб. Из них 350 млрд руб. (37 %) составляют платежи за мощность по уже заключенным ДПМ для ТЭС, АЭС и ГЭС. Объем платежей по дополнительным ДПМ к 2020 г. превысит 290 млрд руб. (31 %).

Таблица 4.1.8 – Динамика величины и структуры оплаты мощности при базовых и скорректированных параметрах дополнительных ДПМ, млрд руб. 2010 г.

год 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 При базовых параметрах дополнительных ДПМ 295 316 378 452 548 659 716 778 872 Всего По утвержденным параметрам ДПМ 48 73 117 154 233 314 328 338 347 - ГЭС и АЭС (вкл.ЦИС) 37 27 22 35 55 91 94 105 117 - ТЭС 42 66 96 119 179 224 234 233 230 Действующие мощности на КОМ 216 228 240 252 262 272 279 286 292 Дополнительные вводы – до полнительные ДПМ 0 15 21 47 53 73 109 154 233 При скорректированных параметрах дополнительных ДПМ 295 339 356 428 514 614 660 706 772 Всего По утвержденным параметрам ДПМ 48 73 117 154 233 314 328 338 347 - ГЭС и АЭС (вкл.ЦИС) 37 27 22 35 55 91 94 105 117 - ТЭС 42 66 96 119 179 224 234 233 230 Действующие мощности на КОМ 216 211 218 227 230 237 248 256 265 Дополнительные вводы – до полнительные ДПМ 0 15 21 47 50 62 84 111 160 При скорректированных параметрах оплаты дополнительных ДПМ объем соответст вующих платежей в 2020 г. снизится почти на 100 млрд руб., а с учетом корректировки в оп лате минимально необходимого по балансу объема действующих мощностей на ДРМ сово купный годовой объем оплаты мощности на оптовом рынке снизится до 822 млрд руб. Таким образом, ежегодный эффект за счет удешевления стоимости проектов и капитала при реали зации дополнительных вводов мощностей ТЭС составит к 2020 г. около 12 % от общего объ ема оплаты мощности на рынке. Суммарная за период экономия потребителей в оплате мощности составит почти 450 млрд. рублей.


4.1.4 Влияние реализации Программы в генерации на цены электроэнергии для конечных потребителей Для расчета динамики роста среднеотпускных цен электроэнергии определена общая необходимая выручка отрасли, включающая в себя выручку от реализации электроэнергии и мощности на оптовом рынке, а также затраты сетевых компаний на услуги по передаче элек троэнергии и распределению электроэнергии (без оплаты технологических потерь). При этом для оценки совокупного влияния мер по сдерживанию роста цен электроэнергии прогноз цен выполнен вариантно: для базовых условий регулирования сетевых тарифов и ДПМ в генера ции и с учетом рассмотренных выше эффектов удешевления стоимости проектов и инвести руемого капитала при реализации Программы модернизации.

При определении суммарной выручки объем реализации электроэнергии до 2020 г.

определен с учетом прогнозируемого роста электропотребления, цен топлива (газа) и темпов снижения удельного расхода топлива на ТЭС в результате намеченного Программой модер низации обновления оборудования на действующих ТЭС. Объемы оплаты мощности приня ты в соответствии с оценками, представленными в таблице 4.1.8 для базовых и скорректиро ванных параметров дополнительных ДПМ. Тарифная выручка сетевых компаний учтена в соответствии с прогнозными значениями, приведенными в таблицах 4.1.2 и 4.1.3 для ЕНЭС и РСК без учета стоимости потерь (которые учтены в общей выручке от продажи электроэнер гии).

Как показано в таблице 4.1.9, при базовых параметрах RAB-регулирования и гаранти рования доходности в генерации и сетях суммарная выручка отрасли вырастет в 2020 г. в 2, раз и достигнет 4,8 трлн руб. За счет механизмов снижения стоимости объектов и привле каемого капитала при реализации Программы модернизации общая годовая выручка отрасли на 2020 г. может быть снижена на 400 млрд руб. – до 4,4 трлн руб.

В целом же за период экономия конечных потребителей при этом составит почти 1, трлн. рублей. В результате, как показано на рисунке 4.1.4, это позволит обеспечить более низкие темпы роста среднеотпускной цены электроэнергии. При базовых параметрах регу лирования с учетом прогнозируемого увеличения НВВ и электропотребления среднеотпуск ная цена электроэнергии к 2020 г. вырастет в 2,3 раза (рис. 4.1.4). Вклад рассмотренных вы ше механизмов Программы модернизации позволит ограничить накопленный рост цен элек троэнергии для конечных потребителей чуть более чем в 2 раза. При этом, как показано на рисунке 4.1.4, ценовые параметры реализации Программы модернизации будут несколько ниже ценовой динамики, ожидаемой МЭР РФ в долгосрочном прогнозе социально экономического развития страны.

Таблица 4.1.9 – Динамика суммарной выручки в электроэнергетике при базовых и скорректированных параметрах регулирования и гарантирования доходности, млрд руб.

год 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 При базовых параметрах регулирования и гарантирования доходности 1650 1959 2243 2539 2856 3236 3568 3831 4318 Всего Всего генерация 1042 1171 1332 1550 1800 2086 2321 2483 2872 - электроэнергия 747 835 954 1098 1252 1427 1605 1705 2000 - мощность 295 336 378 452 548 659 716 778 872 Всего сети 553 729 848 922 986 1077 1170 1268 1362 - ЕНЭС 123 154 185 212 215 252 278 305 332 - РСК 307 410 473 507 550 594 650 708 765 - ТСО 123 164 190 203 221 232 243 255 265 Инфраструктура и сбыт 56 60 63 66 69 73 76 80 83 При скорректированных параметрах регулирования и гарантирования доходности 1650 1905 2162 2445 2727 3062 3321 3516 3947 Всего Всего генерация 1042 1154 1310 1526 1766 2041 2265 2411 2772 - электроэнергия 747 835 954 1098 1252 1427 1605 1705 2000 - мощность 295 319 356 428 514 614 660 706 772 Всего сети 553 691 789 853 892 948 980 1025 1092 - ЕНЭС 123 154 185 212 203 235 240 260 281 - РСК 307 410 473 508 552 573 597 617 660 - ТСО 123 127 130 133 137 140 143 147 150 Инфраструктура и сбыт 56 60 63 66 69 73 76 80 83 226 157 149 153 100 100 100 2011 2015 г. г. г.

базовые параметры регулирования с учетом снижения стоимости объектов и капитала прогноз МЭР инфляция Рис. 4.1.4 – Влияние механизмов реализации Программы на темпы роста среднеотпускных цен электроэнергии (рост в % к 2011 г.).

4.1.5 Оценка источников финансирования Программы модернизации электро энергетики Значительный рост выручки в электроэнергетике, прогнозируемый в период до 2020 г.

является необходимым условием для мобилизации ресурсов для финансирования инвести ционных нужд Программы модернизации отрасли.

Общий объем капиталовложений Программы в период 2011-2020 гг. оценивается в 11,4 трлн рублей, и это всего лишь в 2,5 раза меньше суммарной выручки всей электроэнер гетики за тот же период (29,1 трлн. рублей). Столь масштабные инвестиционные вызовы требуют дополнительного анализа собственных финансовых ресурсов, которыми могут рас полагать генерирующие и сетевые компании при прогнозируемых параметрах ценовой поли тики и объемов привлечения внешних ресурсов с рынков капитала (с учетом дополнитель ных финансовых обязательств по обслуживанию привлеченных средств).

Традиционно одним из главных инвестиционных ресурсов в отрасли являются амор тизационные отчисления. Поскольку их объем напрямую зависит от накопленных капитало вложений, масштабная инвестиционная программа в электроэнергетике будет способство вать росту их доли в структуре финансирования. В целом по отрасли за период до 2020 г.

объем амортизационных отчислений составит 3,7 трлн. рублей (33 % от суммарной потреб ности);

при этом, если в первом пятилетии их доля в структуре источников инвестиций со ставит 30%, во втором пятилетии она вырастет уже до 35 % (табл. 4.1.10). Вклад амортиза ции в финансирование инвестиционной программы в генерации составит в среднем за пери од 27 %, а в сетях будет заметно выше – около 41 %.

Прогнозируемые объемы роста выручки в электроэнергетике не только гарантирован но обеспечивают окупаемость операционных затрат, формирования амортизационных от числений и обслуживания привлеченных средств, но и позволяют аккумулировать значи тельную часть прибыли для инвестиционных нужд – в объеме до 4 трлн. рублей в период до 2020 г. (табл. 4.1.10). Этот второй источник собственных ресурсов отрасли обеспечит в сред нем 35 % капиталовложений. При этом в генерации за счет конкурентного ценообразования доля «зарабатываемых» ресурсов будет выше (40 %), а в сетевом комплексе в условиях та рифного регулирования вклад прибыли будет заметно меньшим (29 %).

Таблица 4.1.10 – Структура источников финансирования Программы модернизации электроэнергетики до 2020 года млрд руб. % 2011-2015 гг. 2016-2020 гг. 2011-2020 гг. 2011-2015 гг. 2016-2020 гг. 2011-2020 гг.

Всего отрасль Всего 4 785 6 576 11 361 100% 100% 100% финансирование амортизация 1 436 2 301 3 749 30% 35% 33% прибыль 1 818 2 236 3 976 38% 34% 35% внешние 1 531 2 039 3 636 32% 31% 32% Генерация Всего 2 991 3 813 6 804 100% 100% 100% финансирование амортизация 778 1 068 1 837 26% 28% 27% прибыль 1 226 1 487 2 722 41% 39% 40% внешние 957 1 258 2 245 32% 33% 33% Электрические сети Всего 1 794 2 763 4 557 100% 100% 100% финансирование амортизация 628 1 243 1 868 35% 45% 41% прибыль 610 718 1 322 34% 26% 29% внешние 574 801 1 367 32% 29% 30% ГЭС и ВИЭ Всего 435 597 1 033 100% 100% 100% финансирование амортизация 121 179 300 28% 30% 29% прибыль 157 197 351 36% 33% 34% внешние 157 221 382 36% 37% 37% АЭС Всего 1 015 731 1 746 100% 100% 100% финансирование амортизация 274 183 454 27% 25% 26% прибыль 508 453 995 50% 62% 57% внешние 233 95 297 23% 13% 17% ТЭС Всего 1 540 2 485 4 025 100% 100% 100% финансирование амортизация 385 696 1 087 25% 28% 27% прибыль 601 820 1 409 39% 33% 35% внешние 554 969 1 529 36% 39% 38% ЕНЭС Всего 892 1 077 1 969 100% 100% 100% финансирование амортизация 321 636 945 36% 59% 48% прибыль 250 280 532 28% 26% 27% внешние 321 151 492 36% 14% 25% Распределительные сети Всего 902 1 686 2 588 100% 100% 100% финансирование амортизация 307 658 958 34% 39% 37% прибыль 343 421 776 38% 25% 30% внешние 262 607 854 29% 36% 33% В целом за счет собственных источников может быть обеспечено финансирование 2/ потребности в капиталовложениях, а примерно треть средств (3,6 трлн. рублей) потребуется привлечь с рынков капитала, прежде всего - в виде кредитных ресурсов, из них 60 % - в сек тор генерации и 40 % - в электросетевой сектор. Почти 70% общей потребности отрасли во внешнем финансировании приходится на тепловую генерацию, обеспечивающую основной прирост установленной мощности, а также на сектор распределения электроэнергии.

Несмотря на сравнительно небольшую долю привлеченных средств в структуре фи нансирования Программы модернизации, прогнозируемые параметры ценовой и тарифной политики формируют тенденцию к росту кредитной нагрузки, прежде всего – в тепловой ге нерации и распределительном комплексе. Как показано в таблице 4.1.10, доля внешнего фи нансирования в структуре инвестиций ТЭС увеличится с 36 % в первом пятилетии до 39 % во втором, а для РСК изменения будут еще более явными: 29 % в первом пятилетии до 36 % во втором.

Рост кредитной нагрузки вызван целым рядом факторов, связанных с принятыми под ходами к гарантированию возврата капитала. Во-первых, доход на капитал и его возврат компенсируются уже на этапе эксплуатации объектов;

с учетом растущего объема инвести ционной программы компании отрасли вынуждены наращивать объемы привлечения внеш них ресурсов на этапе финансирования капиталовложений. Во-вторых, утвержденные пара метры RAB-регулирования существенно отличаются от реальных (более коротких) сроков возврата капитала, что приводит к необходимости расширенного привлечения внешнего фи нансирования для исполнения предшествующих финансовых обязательств. В этой ситуации последовательно ухудшаются показатели кредитной устойчивости практически во всех сек торах, особенно – в тепловой генерации и распределительных сетях, где отношение долга к EBITDA (суммы амортизационных отчислений и прибыли до уплаты процентов и налогов) во втором пятилетии возрастает до 2 и более.


По предварительной оценке, жесткое сдерживание кредитной нагрузки при условии поддержания показателя «долг/EBITDA» не выше 1 приведет к недофинансированию Про граммы модернизации почти на 12 %, т.е. объем необеспеченного финансирования в целом по отрасли составит 1,3 трлн. рублей (табл. 4.1.11). При этом недофинансирование Програм мы модернизации в РСК может составить более 20 %.

Таблица 4.1.11 – Потребность в дополнительных финансовых источниках Программы модернизации электроэнергетики до 2020 года при ограничении кредитной нагрузки млрд руб. % 2011-2015 гг. 2016-2020 гг. 2011-2020 гг. 2011-2015 гг. 2016-2020 гг. 2011-2020 гг.

622 723 1 345 13% 11% 12% Всего по отрасли ГЭС и ВИЭ 32 79 111 7% 12% 10% АЭС 0 0 0 0% 0% 0% ТЭС 323 189 512 19% 7% 12% ЕНЭС 118 0 118 12% 0% 6% Распределительные сети 149 455 604 15% 25% 21% Для стабилизации финансового обеспечения Программы модернизации могут быть использованы различные механизмы или их сочетания, включая:

стимулирование более широкого участия частных инвесторов в капитале энерге тических компаний через допэмиссию акций;

увеличения вклада самого государства в уставные капиталы отдельных компаний;

целевое вложение средств, вырученных от продажи государственных пакетов ак ций, в финансирование инвестиций других энергетических компаний с госучастем;

корректировка параметров тарифной и ценовой политики, увеличивающих сово купную выручку компаний отрасли (например, сокращение сроков возврата капитала в мо дели RAB-тарифа сетевых компаний, который принят на уровне 35 лет).

В таблице 4.1.12 приведена оценка максимально возможного увеличения выручки в электроэнергетике, которая бы полностью обеспечила требуемые объемы недофинансирова ния Программы модернизации при жестком ограничении роста кредитной нагрузки в отрас ли. По предварительной оценке необходимое увеличение выручки в целом за период до г. составит около 1,7 трлн. рублей или менее 6 % от ее прогнозируемого объема. При этом в первом пятилетии увеличение выручки примерно на 7 %, а во втором дополнительная на грузка может быть снижена до 5 %.

Таблица 4.1.12 – Оценка необходимого увеличения совокупной выручки электроэнер гетики для обеспечения потребности в дополнительных финансовых источниках Программы модернизации при ограничении кредитной нагрузки 2011-2015 гг. 2016-2020 гг. 2011-2020 гг.

Всего потребность в капиталовложениях, млрд. рублей 4 785 6 576 11 Потребность в дополнительных финансо вых источниках при ограничении кредит ной нагрузки, млрд. рублей 622 723 1 То же, в % от потребности в капиталовло жениях 13% 11% 12% Совокупная выручка в электроэнергетике, млрд. рублей 10889 18216 Дополнительная выручка для компенсации дополнительных финансовых источников на инвестиции, млрд. рублей 766 911 То же, в % от совокупной выручки 7.0% 5.0% 5.8% 4.1.6 Механизмы взаимодействия со смежными отраслями при реализации Про граммы модернизации Реализация Программы модернизации, оцениваемая в 8 трлн руб. в ценах 2010 года в период до 2020 г., сформирует мощный инвестиционный заказ для обеспечивающих отрас лей (табл. 4.1.13). Поэтому механизмы реализации Концепции должны затронуть также и смежные (обеспечивающие) отрасли энергомашиностроения и строительного комплекса, включая формирование долгосрочных программ их развития, кадрового обеспечения и кон курсной финансовой поддержки.

Таблица 4.1.13 – Потребность электроэнергетики в основных группах оборудования и объемах строительных работ при реализации Программы модернизации, млрд руб. 2010 г.

2011-2015 гг. 2016-2020 гг. 2011-2020 гг.

Капиталовложения – всего 3 958 4 268 8 Котлы, реакторы и вспомогательное обо 79 96 рудование Машины и вспомогательное оборудова 276 285 ние, в т.ч.

Турбины 127 124 Электрооборудование, в т.ч. 713 723 Генераторы 16 19 Трансформаторы 32 33 Транспортные средства и оборудование 21 19 Прочие расходы и затраты 525 649 Строительно-монтажные работы 2344 2496 В настоящее время условия для развития и модернизации обеспечивающих отраслей невозможно создать без концентрации их усилий на ограниченном количестве существую щих и новых технологических типов оборудования при развертывании их серийного произ водства. Для этого потребуется:

– провести в электроэнергетике унификацию проектов технического перевооруже ния и строительства новых энергетических объектов и применяемых для этого типоразмеров оборудования и их основных производственных характеристик, результаты которой могут быть утверждены в виде отраслевых стандартов технической политики, обязательных к при менению в энергокомпаниях и проектных организациях;

– обеспечить изменение форматов контрактных отношений поставщиков с энерге тическими компаниями с переходом от единичных заказов на поставку партий оборудования (и предоставления услуг по строительству);

рассмотренные выше механизмы реализации Программы в электроэнергетике позволяют сформировать серийный поток потенциальных инвестиционных заказов за счет:

- повышения финансовой обеспеченности инвестиционных программ сетевых компаний при переходе к RAB-регулированию;

- создания рыночных стимулов для более интенсивного замещения физически и морально изношенного оборудования действующих электростанций в рамках конкурентного оптового рынка;

- повышения финансовой обеспеченности инвестиционных проектов и про грамм в генерации за счет совершенствования механизмов гарантирования до ходности инвестиций (ДПМ и МГИ).

Соответственно, со стороны обеспечивающих отраслей потребуется сконцентриро вать возможности существующих производственных мощностей для перехода к серийному выпуску ограниченной номенклатуры продукции, а также обеспечить необходимое развитие производственных мощностей, отвечающих потребностям российской электроэнергетики.

Данное требование, прежде всего, относится к энергомашиностроению и электротех нической промышленности. Результатом модернизации и развития этих отраслей должно стать существенное снижение стоимости серийных образцов оборудования при повышении их качества и эксплуатационных характеристик до уровня, конкурентоспособного с мировы ми аналогами. Таким образом, во взаимодействии электроэнергетики и смежных отраслей должна быть запущена схема «гарантированные заказы в обмен на более дешевое и качест венное оборудование».

Одним из возможных вариантов финансовой поддержки развития обеспечивающих отраслей может быть государственная программа развития российского энергомашино строительного комплекса на период до 2020 года с четким определением приоритетов и ме ханизмов государственной поддержки, обеспечивающей:

– расширение и техническое перевооружение энергомашиностроительных произ водств;

– масштабный импорт современных энергетических технологий и локализацию их серийного производства в России;

– политическую и экономическую поддержку российских энергомашиностроителей на мировых рынках;

– целевую поддержку инновационной сферы в энергомашиностроении с отбором и адресной поддержкой «прорывных» отечественных технологий.

Реализация данной программы в формате государственно-частного партнерства по поддержке инноваций в российском энергомашиностроении должна быть синхронизована по срокам и приоритетам с программой государственно-частного партнерства при реализации дополнительных инвестиционных проектов в генерации, формирующей сводный инвестици онный заказ на поставку оборудования.

Финансовые механизмы поддержки могут включать в себя льготные и долгосрочные кредиты или субсидирование процентных ставок, экспортные гарантии, а также гарантии го сударственных банков при размещении заказов российских потребителей, административ ную поддержку при создании новых производств.

Необходимость аккумуляции значительных инвестиционных ресурсов, а также воз можные экономические эффекты при увеличении масштабов производства могут стать мощ ными стимулами для усиления кооперации и более тесной интеграции предприятий энерго машиностроения, которая в перспективе может привести к формированию крупных дивер сифицированных бизнес-структур, способных конкурировать с мировыми поставщиками и обладающих более высокой финансовой устойчивостью за счет работы на разных рынках оборудования для атомных, гидро-, тепловых электростанций, электросетевого оборудова ния и др.

В сфере строительства также необходимо формирование нескольких крупных много функциональных инжиниринговых компаний, при обеспечении возможностей для их эффек тивной конкуренции с ведущими зарубежными компаниями на российском рынке. Для по вышения конкурентоспособности российских компаний целесообразно ввести меры кредит ной или налоговой поддержки их инновационных проектов, такие как новые системы проек тирования, технологии и оборудования для строительства.

Необходимой мерой, ограничивающей рост стоимости новых мощностей, является организация разработки типовых проектов нового строительства и технического перевоору жения электростанций разного типа. Наличие таких проектов позволит энергокомпаниям проводить более тщательный бенчмаркинг ценовых предложений подрядчиков, а для по следних задаст систему стандартных требований к формированию таких предложений.

Для всех обеспечивающих отраслей требуется восстановить утраченную систему профессионального технического образования, гарантирующую подготовку достаточного количества квалифицированных кадров рабочих и строительных специальностей. Необходи ма разработка новых стандартов такого образования, адекватных технологическому оснаще нию сегодняшнего и завтрашнего дня, прогнозная оценка (совместно с компаниями) потреб ности в различных специальностях и профпереориентация ряда действующих (или создание новых) учебных центров.

4.2 Методические положения определения эффективности Программы модерни зации электроэнергетики Программа модернизации электроэнергетики представляет собой проект федерально го масштаба, влияющий на развитие экономики и общества в целом. Поэтому в соответствии с «Методическими рекомендациями по оценке эффективности инвестиционных проектов» при ее разработке требуется обеспечить экономическую (общественную) эффективность всей совокупности решений предлагаемой Программы модернизации электроэнергетики, с позиции национальной экономики в целом. Данный критерий является основным при обос новании масштабов и приоритетных направлений Программы, однако технология ее разра ботки должна учитывать и другие критерии эффективности:

- для отбора и реализации включенных в Программу приоритетных инвестиционных проектов субъектами электроэнергетики используются критерии коммерческой эффектив ности, обеспечивающие устойчивость развития отдельных энергокомпаний;

- формирование и реализация Программы модернизации электроэнергетики в формате государственной программы потребует в дальнейшем дополнительной оценки ее бюджетной эффективности – с учетом сопутствующих затрат (например, в виде бюджетных инвести ций в отрасль или расходов на субсидирование процентных ставок) и эффектов, обусловлен ных ростом налоговых отчислений в электроэнергетике и смежных отраслях.

Поэтому на разных уровнях разработки Программы модернизации электроэнергетики необходимо комплексно учитывать совокупность данных критериев эффективности.

На первом уровне разрабатываются подпрограммы модернизации отдельных подот раслей (секторов) электроэнергетики (атомной, гидро- и т.д.) с учетом необходимых условий обеспечения коммерческой привлекательности инвестирования в ее технологическое обнов ление. Для этого по каждой подотрасли рассматривается широкий перечень мероприятий на «Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов» (2 ред.). М.: Экономика, базе новых технологий, которые потенциально могут быть реализованы в виде конкретных инвестиционных проектов в генерирующих и сетевых компаниях, и по критериям коммерче ской эффективности производится экономическая оценка и отбор из них приоритетных ин вестиционных проектов.

На втором уровне выполняется системное согласование параметров и сроков реализа ции программ всех секторов. Это объясняется особенностями функционирования и развития электроэнергетики как интегрированной физико-технической системы, работающей на еди ный график электрической нагрузки с учетом режимных и территориальных особенностей потребления и производства электроэнергии и имеющей жесткую технологическую связь между множеством узлов потребления и производства электроэнергии через сложную элек трическую сеть. С учетом этих особенностей, необходимо, в частности, обеспечить согласо ванность развития разных типов генерирующих источников и электрических сетей по основ ным энергообъединениям страны (ОЭС) и входящим в их состав территориальным энергоуз лам, как минимум, в части выполнения требований баланса электрической мощности в наи более сложный период зимнего максимума нагрузки и годового баланса электроэнергии. В полном объеме подобная работа была выполнена, например, при разработке «Генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики до 2020 года».

Рассмотренный ниже методический подход ориентирован на комплексную (систем ную) оценку экономической (общественной) эффективности реализации предлагаемой Программы модернизации электроэнергетики.

Поскольку масштабные изменения технологической базы отрасли повлияют не только на ключевые экономические показатели и надёжность собственно отрасли электроэнергети ка, но и на развитие смежных отраслей и экономики страны в целом, необходимо выполнить оценку интегрального экономического эффекта от реализации Программы модерниза ции и формирующих его частных экономических эффектов:

а) собственно в отрасли «электроэнергетика»;

б) в топливных отраслях, обеспечивающих электроэнергетику топливом;

в) в отраслях, обеспечивающих электроэнергетику основными видами оборудования (энергомашиностроение и электротехническая промышленность) и энергетическим строи тельством;

г) у потребителей электроэнергии.

При расчете экономического эффекта, во-первых, в состав затрат не включаются за траты, являющиеся в общеэкономическом плане трансфертами (налоговые платежи, процен ты на капитал, погашение кредитов и т.д.);

во-вторых, оценка эффекта осуществляется в ба зовых ценах (рублях или долларах фиксированного, в данной работе – 2010 г.) и не учитыва ет инфляцию в течение рассматриваемого периода;

в-третьих, дисконтированный эффект оценивается с учетом последействия принимаемых инвестиционных решений.

Наряду с интегральным экономическим эффектом при этом следует учитывать в каче стве дополнительного критерия и предотвращённые ущербы экономике и обществу, свя занные с реализацией Программы модернизации электроэнергетики.

Количественные значения экономического эффекта определяются в работе сопостав лением основных производственных и технико-экономических показателей развития элек троэнергетики, смежных отраслей, а также параметров национальной экономики в целом для двух альтернативных вариантов развития электроэнергетики:

– при реализации Программы модернизации (инновационный вариант);

– при сохранении сложившихся тенденций в развитии отрасли (традиционный ва риант).

При оценке эффектов по каждому из рассматриваемых вариантов учитывается весь поток ежегодных капитальных и эксплуатационных затрат на развитие и функционирование электроэнергетики России в рассматриваемый период, а для учета последействия инвестици онных решений – дополнительно учитывается поток эксплуатационных затрат в последую щий период.

Важным условием сопоставимости альтернативных (инновационного и традиционно го) вариантов развития электроэнергетики является их ориентация на обеспечение одинако вой потребности страны и регионов в электроэнергии и мощности, соответствующей базо вому сценарию Генсхемы.

Для количественной оценки эффекта от реализации Программы важно адекватно представить традиционный вариант развития отрасли. Его параметры сформированы в со ответствии с тенденциями изменения технологической структуры и уровня эффективности в генерации и электросетевом комплексе, сложившимися в предшествующие 10 лет и в значи тельной степени опираются на экстраполяцию основных производственных и технико экономических показателей развития отрасли. Вместе с тем, традиционный вариант учиты вает ожидаемые результаты начального этапа модернизации отрасли, который реализуется в настоящее время и на ближайшие годы определен в рамках инвестиционных программ гене рирующих и сетевых компаний. Реструктуризация и приватизация активов в электроэнерге тике, проведенные в течение 2007 – 2008 гг., позволили привлечь значительные финансовые ресурсы для целевой поддержки проектов с технологически прогрессивным оборудованием, прежде всего – в тепловой генерации. В 2010 г. параметры инвестиционных программ ОГК и ТГК были оформлены в виде инвестиционных обязательств в рамках ДПМ общим объемом 22,7 ГВт. Эти вводы новых мощностей учтены при формировании параметров как традици онного, так и инновационного вариантов.

Таким образом, количественная оценка вклада Программы модернизации российской электроэнергетики в интегральный экономический эффект выполняется только для остав шейся части потребности в новых генерирующих мощностях и электрических сетях, не обеспеченной вводами в рамках ДПМ. При этом возникает ряд трудностей, которые будут оказывать существенное влияние на итоговые размеры эффектов и общую оценку эффектив ности реализации Программы, в частности:

получение адекватных стоимостных оценок для экономических и экологических ущербов – например, «цены обеспечения надежности» при электроснабжении потребителей;

большая неопределенность стоимостных показателей генерирующих и электросе тевых объектов при использовании как традиционных, так и особенно новых технологий;

слишком короткий временной период (до 2020 г.) для проявления преимуществ модернизации отрасли и необходимость его расширения, по меньшей мере, до 2030 г.

Ниже более подробно рассмотрены подходы к оценке отдельных частных эффектов и интегрального эффекта от реализации Программы модернизации электроэнергетики.

а) Частный эффект от реализации Программы в отрасли «Электроэнергетика»

формируется тесно взаимосвязанными составляющими эффекта в генерации, электрических сетях и управлении.

Технологические сдвиги в генерации и электросетевом комплексе при реализации Программы могут серьезно изменить их производственные показатели, влияющие на эконо мическую эффективность отрасли в целом:

снизить максимум нагрузки из-за сокращения расхода электроэнергии на компен сацию потерь в ЕНЭС и в распределительной сети, а также из-за сокращения расхода элек троэнергии на собственные нужды электростанций при использовании прогрессивных тех нологий;

увеличить пропускную способность ЕНЭС (для выдачи мощности электростан ций, для обеспечения электроэнергией основных нагрузочных узлов и реализации межсис темного эффекта) с ликвидацией «запертых» мощностей в ряде энергоузлов ЕЭС России, по зволяющих сократить оперативный резерв генерирующих мощностей;

уменьшить резерв на проведение плановых ремонтов при масштабном использо вании прогрессивных технологий, характеризующихся более низкими показателями аварий ности оборудования;

Следствием изменения этих производственных показателей отрасли в инновационном варианте по сравнению с традиционным вариантом станет:



Pages:     | 1 |   ...   | 4 | 5 || 7 | 8 |
 





 
© 2013 www.libed.ru - «Бесплатная библиотека научно-практических конференций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.