|
|
Главная страница -> Технология утилизации
Перекрестное субсидирование в энергетике. Вывоз мусора. Переработка мусора. Вывоз отходов.Ирик Имамутдинов После московского блэкаута энергетические власти страны были вынуждены согласиться на то, что руководящие посты в энергокомпаниях стали занимать опытные технократы. Вытащат ли они нас из энергодефицита? Анатолия Копсова позвали возглавить «Мосэнерго», крупнейшую в стране тепловую генерирующую компанию, сразу после масштабной системной аварии, случившейся в столице в мае 2005 года. Тогда энергетическое руководство страны испугалось не на шутку. Заигравшись с реформированием российской энергосистемы, нацеленным на обеспечение инвестиционной привлекательности генерирующих компаний, руководство РАО «ЕЭС России» упустило контроль над техническим состоянием отрасли. Оно оказалось не готово к стремительному росту потребления электроэнергии, идущему в стране с начала 2000 х годов. После московской аварии ненадежность энергосистем в энергодефицитных регионах, обусловленная как недостатком генерирующих мощностей, так и слабостью электросетевого хозяйства, стала уже совсем очевидной, причем не только специалистам-энергетикам — они предупреждали о возможных последствиях энергодефицита с конца прошлого века, но и политической элите и широкой общественности в целом. В апреле 2006 года, глава РАО Анатолий Чубайс признавался в интервью нашему журналу, что уже тогда в энергохолдинге поняли: в ближайшую за аварией зиму могли случиться катастрофические события и надо было начинать программу подготовки станций московской энергосистемы к работе в режиме форсажа, то есть выработки электроэнергии выше номинальной. Допустить рулить деликатной технологической работой даже доверенных, но далеких от энергетики менеджеров в энергохолдинге просто не решились, в итоге «Мосэнерго» возглавил доктор технических наук Анатолий Копсов, энергетик с 50 летним стажем, работающий в отрасли с 16 летнего возраста. Кроме тактического «форсажа энергосистемы» он должен был еще и продемонстрировать на примере одной конкретной энергосистемы реализуемость объявленной в РАО ЕЭС авральной программы по вводу в стране к 2011 году 40 тыс. МВт новых мощностей, в реализацию которой не верили (и не верят сейчас даже после ее корректировки в сторону уменьшения) ни академики, ни энергетики-практики. Выбор на Копсова пал не случайно. Именно он до назначения в «Мосэнерго» курировал в РАО «ЕЭС России» строительство новых энергоблоков. Под его руководством в постсоветское время в стране введено более 4,5 тыс. МВт мощностей, то есть почти все на крупных объектах, и начато строительство новых. В Москве часть задачи по реализации чубайсовской программы ГОЭЛРО-2 Анатолий Копсов выполнил. В ноябре 2007 года вошел в строй мощный первенец этой программы — третий блок ПГУ-450 на ТЭЦ-27, на подходе еще три энергоблока. Для этого Копсову пришлось — вопреки проводимой РАО политике разделения функций между специализированными компаниями — собрать вокруг «Мосэнерго» почти советского образца вертикально интегрированную компанию, включающую проектный, инжиниринговый, строительный центры, и только благодаря развитию этого комплекса начать работу по системной ликвидации дефицита генерации в столичном регионе. — Анатолий Яковлевич, тысячи потребителей в столичном регионе — от новых промышленных и коммерческих предприятий до садоводческих товариществ — не могут подсоединиться к электрическим сетям. В академических отчетах мелькает цифра отказов в объеме четырех тысяч мегаватт. А ведь это едва ли не треть от всей установленной мощности «Мосэнерго». Насколько велик дефицит электроэнергии на самом деле? — Надо говорить о двух видах дефицита. Прежде всего так называемый балансовый дефицит — это если потребление электроэнергии в регионе превышает производственные возможности местных электростанций. Дефицит по балансу мощности в столичном регионе, безусловно, есть. Поясню на примере. В январе 2006 года при морозе минус 28 градусов мы вышли на потребление в 16 800 мегаватт. В это время мощность всех электростанций Московского энергоузла составляла где-то 12 800 мегаватт, причем не только станций, принадлежащих «Мосэнерго», но включая Шатурскую и Каширскую ГРЭС и Загорскую гидроаккумулирующую электростанцию. Таким образом, балансовый дефицит составил четыре тысячи мегаватт. Максимально, что мы могли получить извне по линиям электропередачи в тот период со стороны Калининской и Смоленской атомных электростанций, каскада Волжских ГЭС, со стороны Владимира, не превышало трех тысяч мегаватт, потому что ограничивалось пропускной способностью существующей сети 500 киловольт. Еще 640 мегаватт мы прибавили за счет форсирования мощностей на электростанциях «Мосэнерго», в работу пришлось ввести даже неэкономичное, морально и физически устаревшее оборудование. Но все равно еще примерно на 400 мегаватт пришлось ограничивать потребителей. Второй вид дефицита возникает из-за недостатка мощностей местных подстанций. У нас есть ряд подстанций, не у нас, точнее, а у МОЭСК (Московская объединенная электросетевая компания, ей принадлежат высоковольтные распределительные сети столичного региона. — «Эксперт»), мощность которых не удовлетворяет потребности тех районов, на которые они работают. Скажем, на северо-западе города. Из-за этого дефицита, определяемого уже внутренними разводками и мощностями подстанций, ограничиваются новые присоединения, о которых вы говорите. — Насколько я знаю, причиной аварии, начавшейся с подстанции «Чагино» и развившейся затем на юге столичной энергосистемы в мае 2005 года, стал вовсе не балансовый дефицит. — А вспомните, сколько электростанций тогда посадили «на ноль», — шесть, причем четыре даже с потерей питания собственных нужд! Авария пошла от сетей, от диспетчерского управления и привела в итоге к погашению этих мощностей. Если бы в системе были резервные генерирующие мощности, мы бы могли подхватить эти нагрузки и остановить эффект лавины потери напряжения, запущенный резко выросшей сетевой нагрузкой. Можно было бы обойтись меньшими потерями, да и система восстановилась бы быстрее. С авариями, в чем-то сходными с чагинской, энергосистема Москвы уже сталкивалась. В послевоенный период экономика страны, как и сейчас, начала развиваться более быстрыми темпами, чем энергетика. В конце декабря 1948 го ударили тридцатиградусные морозы. Из-за смерзания угля остановилась Шатурская ГРЭС, произошло погашения линии электропередачи от Угличской ГЭС, основного источника внешних поставок, а нагрузка выросла. Резко возросшие нагрузки привели к срабатыванию защиты от перегруза и остановке оборудования станций, это коснулось и теплофикационной части. Многие дома тогда остались без тепла и были заморожены, полопались трубы даже в правительственных зданиях, включая и Министерство электростанций и электропромышленности на Китай-городе, был обесточен Кремль. (По воспоминаниям энергетиков, дело дошло до того, что Лаврентий Берия едва не застрелил в своем кабинете, обвиняя в диверсии, управляющего «Мосэнерго» Михаила Уфаева. — «Эксперт».) Мы все говорим о дефиците электроэнергии, и это действительно опасно, но отключение тепла в больших городах в зимнее время ведет к худшим последствиям, чем локальные отключения электроэнергии. Вспомните еще одну аварию — в декабре 1978 года, она случилась, когда стоял мороз ниже тридцати градусов. — Многие тогда встречали Новый год у костров на улице. — Да, причем не только в Москве, но и во всей европейской части страны. Просто Москва виднее. Я помню, когда мы сидели на блочных щитах управления и, затаив дыхание, следили, как падает частота в системе. Частота в сети тогда уменьшалась до 48,5 герц! Все было на пределе, 600 тысяч москвичей остались без тепла, но систему удалось удержать. А все началось с того, что на некоторых московских ТЭЦ, как и 1948 году, был недостаток генерирующих мощностей. — Может, дефицит генерации компенсировать развитием магистральных сетей? В отчете, подготовленном группой академика Александра Шейндлина после чагинской аварии, говорится об избытке генерирующих мощностей в Сибири, Поволжье, что-то есть даже в соседних с Москвой энергосистемах Центра. Давайте просто строить сети и подтягивать мощность со стороны. — На деле «просто» протянуть высоковольтные ЛЭП на сотни километров из других регионов (скажем, с Костромской ГРЭС, с Калининской атомной электростанции — со временем там пустят четвертый энергоблок, от других источников) не получится. Строительство мощной ЛЭП чревато серьезными технологическими сложностями: поставить тысячу мегаватт мощности — это не просто протянуть какие-то три-четыре провода и подать напряжение. Нужно строить очень серьезные сооружения, которые надо опять-таки как-то вводить в Москву или в зону Москвы, отчуждая при этом уйму земли. Цена строительства серьезной линии значительна и сопоставима со стоимостью возведения электростанций или отдельных энергоблоков, адекватных той мощности, которая могла бы передаваться по этой линии от других источников. Как вы знаете, в ноябре прошлого года на ТЭЦ-27 «Мосэнерго», это в районе Мытищ, начал эксплуатироваться самый мощный в столичном регионе энергоблок ПГУ — 450 мегаватт. Так вот, его подсоединение к сетям — строительство новой воздушно-кабельной линии на 220 киловольт до подстанции «Бутырки» длиной около девяти километров, по данным МОЭСК, стоило более 60 миллионов долларов. (Только одна линия проектируемой воздушной ЛЭП 500 кВ от Петровской ГРЭС, которую собираются построить примерно в 100 км от столицы, может обойтись в 1,5–2 млрд рублей, а ведь для выдачи всей мощности станции в Москву потребуется шесть таких линий. — «Эксперт».) Словом, развитие сетей — задача не менее сложная, чем строительство новых электростанций. Ставить крест на развитии генерации и полностью рассчитывать на подачу недостающей мощности извне нельзя еще и из-за так называемого фактора устойчивости работы энергосистемы. Если в регионе электроэнергии потребляется больше, чем генерируется, устойчивость местной энергосистемы снижается. Чем больше эта разница, тем меньше показатель устойчивости энергосистемы, а значит, и его энергобезопасности. Со временем, конечно, дело дойдет и до строительства новых линий электропередачи напряжением 500–750 киловольт, создания кольца вокруг Москвы высоковольтными линиями 750 киловольт, тогда надежность системы еще более увеличится. Но все же идеальная устойчивость — это когда генерирующие источники расположены в зоне потребления и полностью обеспечивают потребности региона. Нужно помнить, что избыточные мощности электростанций, находящихся за пределами Московской области, — тех же Калининской АЭС, Костромской ГРЭС — в ближайшие два-три года будут исчерпаны за счет прироста потребления в ОЭС Центра. По прогнозам группы академика Шейндлина, потребность Центральной России в новой генерации к 2010 году превысит шесть тысяч мегаватт. Поэтому наша точка зрения: нужно развивать и генерирующие мощности, и системообразующие, и распределительные сети. — А сколько электроэнергии производят и сколько «импортируют» по сетям ваши коллеги, скажем, в Нью-Йорке или в Париже? — Знаю, что устойчивость работы энергосистем больших городов за рубежом довольно низкая. И аварии, происходящие там — в США, в Канаде, да и в других странах — с определенной периодичностью, вызваны не слабостью сетей, а особенностью распределения генерирующих мощностей. Как раз тем, что мощные электростанции у них расположены вдали от мегаполисов. — Каковы каналы финансирования таких грандиозных строек, как третий блок ТЭЦ-27 стоимостью около полумиллиарда долларов, и еще трех похожих? Как в динамике будут меняться источники финансирования строительства и модернизации энергоблоков? — Чтобы начать строительство новых энергоблоков и сразу запустить длительный процесс подготовки проектно-сметной документации и заказов оборудования, мы пошли на получение в 2005 году кредита ЕБРР. Добавили из собственных источников то, что было по прибыли и амортизации, — все средства развернули на новое строительство и повышение надежности работы оборудования. Поэтому мы не потеряли конец 2005 года, провели работы по повышению надежности и нормально прошли жесткую зиму 2005–2006 го. Примерно в это же время совместно с РАН была разработана концепция четырехэтапного технического перевооружения и развития энергетики Московского региона. Первые два этапа предполагали ввод четырех блоков на трех электростанциях в 2007–2008 годах. Позапрошлый год по финансированию был закрыт, но дальше собственных средств у нас не было, и стройка той же ПГУ-450 на 27 й станции могла остановиться уже в начале 2007 года, если бы не произошло эмиссии акций в пользу «Газпрома». «Газпром» этот пакет приобрел, все средства от его покупки пошли на финансирование нашей инвестиционной программы. За счет эмиссионных денег мы закрыли 2007 год и закрываем в придачу еще и 2008 й. В этом году будут введены два энергоблока — одиннадцатый на 21 й станции и четвертый на 27 й станции, и в начале 2009 года один энергоблок на ТЭЦ-26. А вот третий этап нашей инвестиционной программы у нас пока финансированием не обеспечен. Сейчас наши акционеры ищут варианты. Думаю, вопрос будет решен. Вы знаете, можно по-разному относиться к реформированию отрасли, но то, что было сделано за последние годы, и в том числе в части разделения генерации, сетевого хозяйства, дало эффект с экономической точки зрения — в отрасль пошли инвестиции. И сейчас многие компании готовы приступить к строительству энергоблоков, по крайней мере, имеют такие возможности. — По данным McKinsey & Company, средняя цена ввода парогазового киловатта при строительстве сопоставимого по мощности блока составляет в Европе где-то 700 долларов, в Китае и вовсе 500. Московский стоил 1000 долларов за киловатт, причем его пустили на площадке уже существующей станции, где уже были, к примеру, хозяйство водоподготовки или газовые коммуникации. — Конечно же, блок, строящийся на существующей площадке, должен быть процентов на десять (но не больше!) дешевле, чем возводимый с нуля, в открытой местности. Там есть свои преимущества, свободы больше, потому что чистая территория, изыскания провели — и пошли строить. Проработки «Мосэнерго» и оценки независимых консультантов — инжиниринговых компаний американской Black and Veatch и германской Fichtner — показывают, что в сопоставимых условиях наши цены строительства энергоблоков близки к европейским. Стоимость строительства в Москве конденсационного энергоблока (без теплофикации, то есть без выработки в придачу к электрической еще и тепловой энергии. — «Эксперт») была бы сопоставима с европейской и вышла бы где-то на уровень 800 долларов за киловатт. Но мы строим теплофикационные мощности. Мы, конечно же, провели технико-экономическое обоснование инвестиций и по третьему блоку: даже при существующих тарифах на электроэнергию мы входим в срок окупаемости, не превышающий десяти лет. Это для энергетики и для инвестиционных проектов такого масштаба очень приемлемо. — Почему все же так дорого, ведь у нас одна из главных составляющих себестоимости строительства — заработная плата — намного ниже, чем в той же Европе? — Следующий энергоблок, здесь же, на 27 й станции, мы построим дешевле, но ежегодное повышение цены на десять процентов, соответствующее уровню инфляции, тоже нужно учитывать. Кроме того, мы с вами ведем расчет стоимости в долларах. Но самое главное, до 2002 года стоимость материальных ресурсов и оборудования, произведенных в России, была существенно ниже, чем произведенных за рубежом. С тех пор идет постоянный рост цен, и многие материалы и изделия, к сожалению, уже выгоднее приобретать за границей. Сейчас наши цемент, металл, оборудование по ценам либо корреспондируются с зарубежной продукцией, либо дороже нее. Пока ввозить цемент из-за границы мешают таможенные и логистические расходы. Мы изучаем качество, сопоставляем ценовые характеристики предложений по импортным поставкам. Часть оборудования, например регулирующую и запорную арматуру, мы вынуждены закупать за рубежом: вот выбрали чешскую арматуру и немецкие электроприводы, и энергоблок на ТЭЦ-27 работает как часы. А за три года до этого мы просто намаялись с отечественной арматурой на Сочинской ТЭС. Раз в подмосковном Чехове невозможно добиться нормального качества арматуры, то скоро придется заказывать ее в Китае. — Анатолий Яковлевич, к 2030 году Россия только по минимальному сценарию собирается ввести и заменить до 300 тысяч мегаватт мощностей, примерно столько же планирует вводить и Европа. Чувствуете ли вы вживую растущее напряжение на мировом энергомашиностроительном рынке, или он существует только в отчетах аналитиков? — Мы бываем на предприятиях ABB, Siemens, Alstom, KSB и других. Нас интересуют не только газовые турбины и генераторы, мы посещаем насосные заводы, предприятия по производству дожимных компрессоров, выключателей. Обстановка непростая. Действительно, в Европе, как и в России, начался период реконструкции, интенсивного строительства новых электростанций и расширения действующих, что уже привело к полной загрузке мощностей большинства машиностроительных заводов. Если раньше питательные насосы фирмы KSB нам поставляли по истечении трех-четырех месяцев (они у нас и на действующем оборудовании стоят), то сейчас на заказ уходит от десяти до двенадцати месяцев, и нас предупредили, представьте себе, что в будущем срок исполнения заказа вырастет до полутора лет. Недавно мы узнали, что KSB задержит январскую поставку и готов платить неустойку за то, что отгрузит оборудование в марте. Обращение к российским производителям не решает проблему — качество основных насосов и арматуры, выпускаемой отечественными заводами, к сожалению, пока низкое. Проще с электротехническим оборудованием. Низковольтное оборудование «Мосэлектрощита», Самарского завода, токопроводы Ленинградского электромеханического завода вполне приличные. Но это пока. Уже чувствуется неизбежный дефицит и этого оборудования — только пойдет вал заказов. — Почему при декларируемой Анатолием Чубайсом политике приобретения самого современного оборудования для нескольких станций вы все-таки выбрали технику устаревшего класса? — Меня за это Анатолий Борисович критиковал, говорил: берешь блоки уже староватые. Действительно, на первые три энергоблока ПГУ-450Т были выбраны газовые турбины ГТЭ-160 Ленинградского металлического завода. Чем мы руководствовались при выборе техники «Силовых машин» и вообще отечественного оборудования на первых этапах? Сроками! Именно сроками — мы знали, что в условиях сложившегося дефицита мощностей с точки зрения надежности работы московской энергосистемы в приоритете будет скорейший ввод новых мощностей, а не их экономичность. Инерционность изготовления оборудования общеизвестна — одна газовая турбина собирается 18 месяцев, и необходимо было найти способы организовать более быстрые поставки. Посетив энергомашиностроительные предприятия — и наши, и заграничные, мы поняли: если будем ориентироваться на последние, то, начав проходить там все этапы (корпоративный, проведение тендерных процедур плюс заключение договора, ожидание очереди заказа и прочее), потратим вдвое больше времени. А тут на отечественных заводах старые и знакомые нам руководители. Приехал я на Подольский завод заказывать котлы-утилизаторы и говорю: «Владимир Герасимович (Овчар, директор завода. — «Эксперт»), начинай производство под наши гарантии. Но оплата поступит через какое-то время и с премией за то, что ты начнешь работу уже сейчас». Изготовление котла — тоже ведь длительный процесс: поковки для барабана котла закупают в Чехии и Германии, сами поковки изготавливаются девять месяцев. В «Силовых машинах» договорились и по газовым турбинам, и по генераторам. Таким образом, еще не начав рабочего проектирования, но взяв за базу типовой блок и отечественное типовое оборудование, мы рассчитали, что в течение 15–18 месяцев оборудование будет получено. И мы его получили. За 22 месяца мы построили и ввели энергоблок на ТЭЦ-27 (с КПД 51 процент), с полугодовым интервалом будет введено еще два аналогичных энергоблока. — На 26 й станции вы начали строить новый блок на оборудовании Alstom с КПД уже 58 процентов. — Четвертый энергоблок первого этапа программы развития «Мосэнерго» и блоки последующих этапов будут базироваться на газовых турбинах четвертого поколения, скорее всего, зарубежных. По нашей стратегии, реализовав первые два этапа развития и технического перевооружения, мы собьем остроту дефицита, и он перестанет нарастать каждый год на 500–700 мегаватт, как сейчас. На третьем этапе — а он предполагает строительство еще пяти энергоблоков — мы можем себе позволить уже поставить в приоритет экономику производства. Турбины четвертого поколения необходимой мощности, к сожалению, у нас в России не изготавливаются, но электротехническое оборудование, трансформаторы, кабельная продукция будет отечественного производства. — Может, к этому времени «Силовые машины» поспеют с новыми лицензионными турбинами Siemens большой мощности… — Маловероятно. Но мы планируем использовать газовые турбины отечественного производства — собственную разработку «Силовых машин» ГТЭ-65 и еще ГТД-110 рыбинского «Сатурна». У нас еще масса устаревшего оборудования на станциях 50–70 х годов. Все они находятся на территории Москвы, там хорошие, прочные строительные конструкции, но корпуса самих энергоблоков имеют ограниченные размеры: там стоят небольшие 25 мегаваттные паровые турбины (на ТЭЦ-20, к слову, еще работает турбина 53 го года), и большую газовую турбину туда не поставишь. Мы вычищаем из корпусов старое оборудование и ставим блоки по 150–200 мегаватт на парогазовой технологии на базе ГТЭ-65 или ГТД-110, машин очень компактных, они легко разместятся в старых цехах. Конечно, есть похожие западные, но, во-первых, мы не будем зависеть от импортных поставок, во-вторых, это все-таки отечественное оборудование, причем современное. Эти отечественные газовые турбины по КПД близки к четвертому поколению, а по габаритам имеют даже лучшие показатели, чем похожие западные. — Анатолий Яковлевич, насколько серьезна проблема технологической совместимости западного оборудования с нашим, его подгонки под наши стандарты? — Могут не соответствовать какие-то названия или измерения: скажем, у них используются единицы измерения давления бары, а у нас МПА (мегапаскали) или килограмм силы на сантиметр квадратный. Перевод единиц — проблема проектного института. Но при проектировании могут вкрасться ошибки, которые повлекут неправильные или неточные решения проектировщиков. Есть проблемы более серьезные, связанные с нормативами, с различными нормативными допущениями. Адаптация западной техники к российской действительности происходит очень непросто. На той же 26 й станции на блоке, который Alstom c «ЭМАльянсом» возводят под ключ, уже начались проблемы, сейчас Alstom отстает от графика. Если «Мосэнерго» не войдет в управление строительством, сроки ввода могут быть сорваны. Поэтому в новом году там будет система управления проектами, которая уже применяется при строительстве энергоблоков проектно-строительным комплексом «Мосэнерго»: проведение оперативных штабов. Надо брать управление процессом строительства в свои руки, для того чтобы войти в график. — Реализация амбициозной программы РАО ЕЭС началась, по сути дела, с Москвы. Поговаривают, что для этого года вам удалось собрать в Москве лучших специалистов со всей страны, привлечь строительно-монтажные фирмы, знакомые по опыту возведения Северо-Западного, Сочинского и Калининградского блоков. А кто будет вводить десятки тысяч мегаватт на остальной территории России в ближайшие несколько лет? — Основная беда реформенного периода в том, что в отрасли были упущены вопросы подготовки персонала. Часть профессиональных энергетиков ушла, сейчас в строительстве профессиональных специалистов энергетического профиля, к сожалению, осталось совсем немного. Старое поколение постепенно покидает отрасль, молодое еще не подтянулось. А вот специалисты среднего возраста, самая сердцевина, в силу различных причин оставили энергетику. Мы в «Мосэнерго» действительно одними из первых в стране пришли к пониманию, в каком положении находимся с проектировщиками, со строителями, с монтажниками, наладчиками. Не знаю даже, какое слово поприличнее подобрать, чтобы обозначить это положение. Сейчас проблемы с проектировщиками колоссальные. Осталось, по сути дела, всего три-четыре института на всю Россию, которые в состоянии проектировать по одному, ну от силы по два энергоблока в год: это наш Мосэнергопроект, столичный Теплоэнергопроект, Санкт-Петербургский ВНИПИ «Энергопром» (они проектировали Северо-Западную ТЭЦ) и на Урале УралТЭП, соединенный с НИПИ «Энергопром». А сейчас, чтобы реализовать национальную программу строительства генерации, необходимо не менее десятка таких институтов. И эту программу надо в первую очередь наполнять даже не строителями, а проектировщиками. «Мосэнерго» сохранило в своем составе проектный институт Мосэнергопроект и развернуло его на проектирование объектов генерации. МЭП заслуженный институт, но ведь в последние пятнадцать лет он проектировал исключительно сетевые объекты, поэтому проектирование первого энергоблока и шло у нас очень сложно. Были созданы условия для привлечения специалистов, прежде всего молодежи, и директор института Наум Михайлович Сандлер привлек около ста молодых специалистов со всей России. Их пригласили в Москву, дали на первый год общежитие, на второй — отдельную комнату, с третьего года они уже получают возможность приобретения жилья по льготной ипотеке. Сейчас в МЭП работает 500 с лишним человек. Так что по второму блоку проектная работа идет уже более эффективно, а по третьему — еще слаженней. Да, мы действительно смогли привлечь и специалистов-строителей, тех, кто в последние годы строил Калининградскую, Северо-Западную и Сочинскую ТЭЦ, Бурейскую ГЭС. В основном это москвичи, но раньше они строили на периферии. Всех их собрали в Мосэнергоспецремонте, это, как и Мосэнергопроект, наш филиал. В нем работает полторы тысячи человек, и на его основе мы создали управляющую компанию по строительству энергообъектов. В итоге МЭСР стал генподрядчиком почти по всем стройкам «Мосэнерго». Одновременно на базе одного из наших филиалов — опытного завода автоматизации производств — мы создали инжиниринговый центр. Там занимаются подбором оборудования для проектировщиков, проводят тендерные торги, технические освидетельствования. И наконец, у «Мосэнерго» есть свой Центральный ремонтно-механический завод, где изготавливается все нестандартное оборудование. На этом заводе две с половиной тысячи работников, готовых выполнить наши заказы, за которые не берутся другие фирмы. И вот только создав такой строительный комплекс и раскрутив его за эти два года, мы смогли выйти на поточное строительство сразу четырех энергоблоков. — Этот опыт, наверное, могли бы перенять ваши коллеги из других энергокомпаний… — К сожалению, не везде. В ТГК, территориальных генерирующих компаниях, такие структуры при соответствующем подходе и профессионализме можно собрать. Вы же знаете, ТГК сформированы из электростанций различных энергосистем. Скажем, ТГК-1 объединяет северо-западные: Питер, Коми, «Колэнерго», «Псковэнерго», Новгород. В одной энергосистеме можно найти хорошего подрядчика, в другой — хороших монтажников, ТГК-1 может это хозяйство объединить и использовать. В ОГК, оптовых генерирующих компаниях, нет сервисных подразделений, и им надо будет приобретать сервисные услуги у внешних подрядчиков. А вы можете себе представить, что такое сейчас нанимать сторонних подрядчиков? Много проблем с квалификацией, а главная — выбрать добросовестного исполнителя. Найти хорошего генподрядчика или поставщика оборудования сейчас очень трудно из-за слабого развития рынка этих услуг. Это, безусловно, аукнется на темпах строительства и на качестве. — Анатолий Яковлевич, в 2000 х годах «Мосэнерго» разделилось на 14 компаний. Хотели бы вы что-нибудь вернуть назад, скажем, для правильного технологического функционирования компании? — Отделение от «Мосэнерго» электросетевой инфраструктуры, кабельной сети я не считаю серьезной технологической потерей. А вот Каширскую и Шатурскую ГРЭС — неотъемлемую технологическую и историческую составляющую московской энергосистемы — надо было, конечно, оставить в нашей компании. И я бы вернул тепловые сети. Теплосеть — часть единой технологической цепочки, замыкающейся на генерацию. Управление единым оперативным режимом производства и транспорта тепловой энергии должно осуществляться из одного центра. Такая система существует во всех ТГК, кроме московской энергосистемы.
Перекрестное субсидирование в энергетике России Богданов А.Б., Заместитель начальника департамента перспективного развития Омской ЭГК. Аналитик теплоэнергетики. Отсутствие опыта работы Российской теплоэнергетики в рыночных условиях, отсутствие сформулированной воли у государства к эффективному энергосбережению, отсутствие эффективного антимонопольного законодательства и наличие дешевого топлива в условиях чудовищного перекрестного субсидирования в тепло- и электроэнергетике являются основой энергетической распущенности нашего общества. Где же корень зла? Почему то, что имеет технологический и экономический эффект, достигающий 40% топлива, упорно не применяется к внедрению у нас в России? Все дело в умении эффективно и адекватно оценивать издержки при производстве тепловой и электрической Энергии, Мощности и Резерва. Анализ издержек при комбинированном производстве энергии, определяющих величину тарифов для различных видов энергетических товаров и услуг: Энергию, Мощность, и Резерв приведен в моих статьях: «Котельнизация России – беда национального масштаба» в журналах «ЭнергоРынок» и «Новости теплоснабжения», а так же на сайте . Главная причина всех этих бед в теплоэнергетике России – отсутствие маркетинга в продвижении энергетических товаров и услуг, что, как следствие, вызывает перекрестное субсидирование в энергетике. И если в электроэнергетике что–то в ограниченном объеме, на уровне НОРЭМ, и организуется, то в части маркетинга на тепловую энергию и мощность и, тем более, на комбинированную энергию нет не только подходов к осмыслению сложившейся ситуации, но даже постановки задач. В условиях отсутствия опыта работы теплоэнергетики в рыночных условиях, а также из-за отсутствия специализированных знаний по формированию издержек при производстве комбинированной энергии, при обеспечении различных видов резервов мощности регулирующие органы в Российской энергетике не могут позволить себе взгляд с высоты птичьего полета на сложившую проблему в теплоэнергетике. Выписки из классических изданий. Выдержки из статьи Питера ВанДорена «Дерегулирование электроэнергетики. Начальные сведения» Перекрестное субсидирование ….Очень немногие клиенты электроэнергетических компаний в жилищном секторе имеют дело с ценами реального времени на уровне предельных издержек (здесь и далее выделено шрифтом, цветом и подчеркнуто мной – Богдановым А.Б.) Вместо этого они платят цены на уровне средних издержек, которые меняются самое большее дважды в год – весной и осенью. Возможно, что на полностью дерегулированном рынке потребители имели бы дело с более низкими непиковыми ценами и более высокими пиковыми ценами. Это, в свою очередь, могло бы вызвать политическое давление, чтобы защитить жителей от «слишком высоких» пиковых цен. Штаты, которые поддадутся этому давлению, могут принять законы о предоставлении потребителям в жилищном секторе тарифного плана с ценами на уровне средних издержек. Издержки государственных предприятий не слишком отличаются от издержек частных энергокомпаний, но принципы ценообразования различны. Как и следовало ожидать от фирмы, которая управляет с оглядкой на поведение избирателей, у государственных предприятий более низкие цены для жилищного сектора и более высокие цены для промышленных потребителей, чем у компаний, которыми владеют частные инвесторы. Возможность изменения политики всегда вызывает оппозицию со стороны тех, кто опасается потерять свои нынешние рыночные привилегии, а также тех, кто считает, что их доля в ожидаемых выгодах будет недостаточной. Электроэнергетика не является исключением из этого правила. Те, кого существующий режим субсидирует, беспокоятся о потере этих субсидий в результате дерегулирования. Перекрестное субсидирование имеет место, когда для некоторых потребителей устанавливаются цены выше уровня предельных издержек с той целью, чтобы для других потребителей можно было установить цены ниже предельных издержек. Перекрестное субсидирование не может быть продолжительным явлением на конкурентных рынках, потому что здесь «обложенный данью» потребитель может найти другого поставщика, который не будет брать с него излишней платы. К счастью, перекрестное субсидирование не может существовать на дерегулированном рынке. Оно искажает ценовые пропорции и плохо работает в качестве уравнительного механизма. Ваучеры (талоны), распределяемые среди нуждающихся целевым образом, гораздо лучше служат для решения уравнительных задач при меньшем искажении цен. Субсидирование в форме ваучеров (талонов) более совместимо с рыночной инновационной деятельностью. Например, если услуги традиционной энергетики в сельской местности по эффективным ценам окажутся дороги, и политическая система отреагирует на это выдачей нуждающимся соответствующих талонов, то они могли купить микротурбины за счет предоставленных субсидий, и таким образом сберечь некоторую сумму денег, которую они потратили бы на электроэнергию при использовании традиционного источника. Ваучерная система более прозрачна для общественного контроля. Наоборот, перекрестные субсидии уже скрытым образом включены в существующие тарифы, поэтому избиратели ничего о них не знают. Если бы общественность имела более точные сведения, многие перекрестные субсидии были бы отменены. Ежегодные прямые ваучерные субсидии со скользящей шкалой более совместимы с рыночной экономикой, чем перекрестные субсидии. Кстати, эти субсидии (за исключением, возможно, программ поддержки людей с низкими доходами) после серьезной проверки не получили бы общественного одобрения, но даже если бы получили, то в любом случае явно выделенные Конгрессом или штатами ассигнования более эффективны, чем скрытое перекрестное субсидирование, искажающее ценовые пропорции. Вместо того чтобы с помощью грубой силы отделять генерацию от передачи и распределения и регулировать сеть как транспорт общего пользования, почему бы просто не устранить федеральные и региональные органы и нормы регулирования существующих вертикально интегрированных предприятий и не позволить рыночным силам найти «наилучшие» экономические решения? (полный текст статьи см. www.libertarium.ru/ libertarium/der_energy05) «..К сожалению, РАО «ЕЭС России», будучи монополистом, не видит необходимости в дополнительном исследовании рынка электроэнергии» 10 видов перекрестного субсидирования в энергетике региона В результате отсутствия эффективного маркетинга на тепловую, электрическую Энергию Мощность, Резерв и, тем более, на комбинированную энергию и мощность в существующей тарифной политике России сформировалась система глубочайшего скрытого (технологического) и явного (социального) перекрестного субсидирования в энергетике. У регулирующих органов ФСТ и РЭК сложилось устойчивое мнение о нецелесообразности загрузки ТЭЦ по конденсационному циклу. Однако, анализ экономичности, проведенный на основе потребности топлива для производства и транспорта энергии, показывает совершенно другую картину. На рис. №1 приведены потоки потерь энергии в виде потерь топлива при производстве и транспорте электрической и тепловой энергии от ТЭЦ и ГРЭС. Наглядно видна равноэкономичность производства и транспорта конденсационной электрической энергии как на ГРЭС, так и на ТЭЦ. С учетом потерь топлива при транспорте электроэнергии для конечного потребителя затраты топлива на потери составляют: а) для электроэнергии от удаленной ГРЭС не меньше чем 62 64%, б) для конденсационной электроэнергии на ТЭЦ, находящейся вблизи у потребителя, не меньше 64 65%. Наглядно видно, что электроэнергия, произведенная по теплофикационному циклу, обходится обществу с потерями топлива в 4 раза меньше, чем по конденсационному (15% против 64%)! 1-й вид. Субсидирование Производства Электрической Энергии за счет Тепловой Энергии на ТЭЦ. Субсидирование производства электрической энергии за счет тепловой энергии. Это самый распространенный вид скрытого субсидирования, применяемый на ТЭЦ, и о котором идут жаркие дебаты с 1952года. Размер субсидирования производства электрической энергии за счет производства тепловой составляет до 30% топлива и, соответственно, накладных расходов, распределяемых пропорционально топливу, отнесенному на электрическую энергию. Об этом виде субсидирования подробно описано в моих статьях в предыдущих номерах журналов (часть 2-3 «Котельнизации…»). В этот вид субсидирования также включается такие виды перенесения затрат, как перекрестное субсидирования между базовой, полубазовой и пиковой энергией у производителя тепловой и электрической энергии. 2-й вид. Субсидирование Потребителей Электрической Энергии за счет Потребителей Тепла от ТЭЦ. Субсидирование потребителей электрической энергии за счет потребителей тепловой энергии, получаемой от ТЭЦ. Это скрытый, совершенно не известный массовому потребителю вид субсидирования. Для его понимания необходимо четко представлять технологию формирования издержек при потреблении комбинированной энергии от ТЭЦ. С советских времен и до настоящего времени сложилось распространенное мнение, что производство тепловой энергии на ТЭЦ является убыточным производством, и что государство якобы вынуждено дотировать производство тепла от ТЭЦ для населения за счет выгодной электрической энергии. И в настоящее время в информационных материалах региональных энергетических комиссий заботливо отмечается, что для населения якобы применены льготные тарифы. Однако, это глубоко ошибочное мнение. Квалифицированные теплотехнические расчеты издержек первичного топлива, выполненные без политического давления и перекрестного субсидирования, заложенных в существующих нормативных документах, показывают, что каждый житель, потребляющий тепло отработанного пара ТЭЦ, является самым выгодным потребителем, который обеспечивает 28-50% топлива не только для себя но и для других потребителей электроэнергии, не потребляющих тепло от ТЭЦ. Именно тот факт, что проживанию в стране с холодным климатом соответствует потребление тепловой энергии в 10-12 раз больше чем электрической (рис.2) является базовым показателем того, что именно житель городов и поселков, потребляющий тепло от ТЭЦ, обеспечивает дешевой электроэнергией не только себя, но остальных жителей региона. До настоящего времени отсутствует такое понятие как потребитель - «донор» энергосбережения и потребитель - «расточитель» энергосбережения. Таким образом, бюджетный потребитель, такой как детский сад, школа, общественное заведение, медицинское учреждение, городской житель, потребляющий тепло и электроэнергию от ТЭЦ, не только не нуждаются в субсидировании, а наоборот, являются потребителем – «донором энергосбережения», который субсидирует других потребителей, не использующих тепловую энергию от ТЭЦ. На рис.3 показано, что каждый житель города, потребляющий тепло в виде отопления и горячего водоснабжения от современной ТЭЦ с параметрами пара 130ата., обеспечивает экономное производство электроэнергии для себя, и для 6.9 жителей области. Из графика видно, что чем выше удельная выработка на тепловом потреблении W, тем для большего числа жителей области можно обеспечить экономное производство электрической энергией от ТЭЦ. Так, относительно простые мини-ТЭЦ с параметрами пара Р=13ата и Т=250°С обеспечивают выработку электроэнергии всего для 2.8 жителей области. А вот самая совершенная в технологическом отношении ПГУ-90 обеспечивает экономное производство электроэнергии на базе потребления тепла одного жителя уже для 17.9 жителей области! Технические расчеты по определению расхода топлива показывают, что Котельнизация (переход от комбинированного энергопотребления на раздельное энергопотребление тепловой и электрической энергии) приводит к огромному перерасходу топлива в целом по региону, по стране. Даже если взять 3-х кратное повышение тепловых потерь в виде энергии первичного топлива в тепловых сетях с 5% до 15%, то суммарный перерасход первичного топлива на обеспечение жителей равным количеством тепловой и электрической энергии составляет: для ТЭЦ-130ата – 38,6%; для Мини ТЭЦ-13ата – 20,3%; а для ПГУ-90ата – 91.7%. 3-й вид. Субсидирование Мощности (надежности) электроснабжения за счет Платы за энергию. Субсидирование затрат на содержание электрической мощности за счет затрат на электрическую энергию. Это самый распространенный вид перекрестного субсидирования, применяемый при транспорте электрической энергии. Он применяется при оценке услуг электросетевых компаний, системного оператора, оператора торговой сети. Плата за резерв, за обеспечение надлежащего уровня надежности и бесперебойности электроснабжения - это трудноизмеримые категории, и требуют детального анализа. Реально затраты за обеспечение Резерва мощности могут составляет не менее 50-300% от затрат на содержание балансовой мощности. Однако, в связи с отсутствием методического подхода по определению затрат на обеспечение Резерва, Системной Надежности и Бесперебойности, с целью упрощения расчетов не выделяются как отдельный вид услуг, а априори, в виде перекрестного субсидирования включается надбавкой в плату за Энергию, в плату за Мощность. При транспорте и распределении электрической энергии переменные затраты на энергию определяются потерями электроэнергии на холостой ход и на нагрев (отраженные в виде потерь первичного топлива) не являются определяющими затратами и составляют не более 20% затрат на энергию у производителя энергии. Определяющими затратами для транспортного предприятия являются затраты на содержание мощности с классификацией по технологическому признаку: внутрибалансовая электрическая мощность; сверхбалансовый «горячий» резерв; сверхбалансовый «сезонный» резерв мощности; внепиковая «внутрибалансовая» мощность для завоевания внепиковых, летних потребителей; «заявленный перспективный» резерв мощности будущих лет; «долгосрочный, бесхозный» резерв мощности, не заявленный потребителем, и т.д. (Классификацию видов энергетических услуг приведена в моей статье «Котельнизация…» часть 4). Особым видом перекрестного субсидирования электроэнергетике в свое время являлся сбор абонентской платой за обеспечение системной надежности и развитие федеральных электрических сетей. Перевод из скрытого субсидирования в явное субсидирование позволит определить стоимость таких видов энергетических услуг как: плата за содержание краткосрочного и долгосрочного резерва электрических мощностей; плата за необоснованный «бесхозный резерв», плата за категорию энергоснабжения 1, 2, 3, и т,д. Существующий потребитель будет либо согласен оплачивать затраты на эти издержки, либо их будет оплачивать собственник электрических сетей. Стремление перенести все виды затрат на содержание резерва и электрической мощности в стоимость энергии приводит к сокрытию этих затрат и отсутствию стимулов по их выявлению, нормированию и последовательному их снижению. 4-й вид. Субсидирование Мощности, Резерва Мощности теплоснабжения за счет платы за Энергию. Субсидирование затрат на содержание тепловой мощности, резерва тепловой мощности за счет затрат на производство тепловой энергией. Это так же очень распространенный вид перекрестного субсидирования в энергетике, вызван отсутствием методического подхода в определении затрат на обеспечение надежности и бесперебойности теплоснабжения. Затраты на обеспечение надежности теплоснабжения являются одними из самых больших затрат, составляющих не менее 30-150% от затрат на содержание мощности, и наименее изученными с точки зрения их нормирования. Одной их причин этого вида субсидирования является то, что до настоящего времени не развита система измерения тепловой мощности на расчетную температуру наружного воздуха. До настоящего времени в практике экономических расчетов и практике нормирования отсутствуют такие понятия, как установленная тепловая мощность сетевой трубы, фактическая тепловая мощность сетевой трубы, расчетная годовая пропускная способность трубы, фактический годовой пропуск энергии и мощности по сетевой трубе. Отсутствует такие понятия как: определение затрат на обеспечение низкопотенциальной (до 70°С) тепловой мощности, и высокопотенциальной (свыше 115°С) тепловой мощности. В теплоэнергетике с идентификацией затрат на содержание резерва тепловой мощности дела еще хуже, чем в электроэнергетике. Отсутствует классификация и нормирование затрат на содержание мощности: а) по технологическому признаку, б) внутрибалансовая тепловая мощность; с) сверх балансовый «горячий» резерв; д) сверх балансовый «сезонный» резерв мощности; е) внепиковая, «внутри балансовая» мощность для завоевания внепиковых; летних потребителей; «заявленный перспективный» резерв мощности будущих лет; «долгосрочный, бесхозный» резерв мощности, не заявленный потребителем и т.д и т.п. Исключение затрат на обеспечение надежности, либо обеспечение надежности за счет применения административного ресурса в виде переноса затрат на другие статьи калькулирования являются причиной искажения реальной стоимости тепловой энергии и мощности. 5-й и 6-й вид. Субсидирование социальных потребителей (Избирателей). «Всем за счет всех». Социальное (явное) субсидирование между различными видами потребителей в пользу населения. При этом за основу субсидирования принимается не технологические, а социальные различия, определяющие влияние на поведение избирателей. Население субсидируется за счет промышленности и за счет коммерческих потребителей. Этот вид субсидирования применяется как в явном виде при формировании тарифа, так и в неявном – полускрытом виде. Ярким видом полускрытого социального субсидирования, является применение различных тарифов на природный газ. Так, для населения и жилищно - коммунального потребителя применяются льготные, так называемые лимитные тарифы на газ. А для промышленных потребителей применяются так называемые сверхлимитные тарифы на газ - на 30-40% выше, чем для населения. 7-й и 8-й вид. Субсидирование «Расстояний» Дальних потребителей за счет Ближних потребителей. Субсидирование удаленных потребителей за счет вблизи расположенных потребителей - один из самых распространенных и относительно «невинных» способов перекрестного субсидирования, применяемых в практике современного регулирования тарифов. В электроэнергетике, к примеру, это субсидирование далеких деревень, элитных дач, зон отдыха с нагрузкой в 10 15 лампочек, расположенных от источников электроснабжения на 15-30км. В теплоэнергетике, к примеру, это субсидирование коттеджей, расположенных в стороне от магистральных теплотрасс. Наиболее распространенной формой перекрестного субсидирования является искусственное объединение разнохарактерных источников в единый центр энергообеспечения, объединение неэффективных источников с эффективными источниками теплоснабжения. 9-й вид. Субсидирование «по Времени» Новых потребителей за счет Старых потребителей. Это наиболее распространенный, самый скрытый и наименее обсуждаемый вид перекрестного субсидирования в энергетике. Субсидирование затрат Новых потребителей текущего времени, за счет затрат Старых потребителей, прошлого времени. Этот вид субсидирования широко применяется при подключении новых потребителей с существующим электрическим и тепловым энергетическим системам. 10-й вид. Субсидирование Новых технологий, Энергосбережения, Экологически чистых технологий. Производители «Зеленой» энергии и мощности, использующие природоохранные, энергосберегающие технологии: мусороперерабатывающие заводы, тепловые насосы, тепловые аккумуляторы и т.д. «Непоследовательная во времени политика» в электро- и теплоснабжении регионов Непоследовательная во времени политика– противоречие между словом (заявления политиков о предполагаемых действиях) и делом (реальные действия). Перекрестное субсидирование устраивает и руководителей крупных электрогенерирующих предприятий, использующих недостатки методических указаний в пользу электроэнергетики. Стремление руководителей крупной энергетики к усреднению расчетов по компании, по холдингу понять можно. Находясь условно в рыночных отношениях, и в тоже время быть под регулированием, можно позволить себе не заниматься реальным снижением издержек по существу. Перекрестное субсидирование устраивает политиков, руководителей городов и регионов, которые вынуждены принимать противоречивые решения по сравнению с ранее заявленными обязательствами по снижению тарифов на энергию. Гораздо проще работать с избирателями – потребителями тепловой и электрической энергии, имеющие равные цены, чем объяснять причины, почему реальная стоимость для потребителей с одной стороны улицы получающих тепло от ТЭЦ в 2 5 раза меньше, чем от котельной, работающей на мазуте, с другой стороны улицы. Но ни федеральный закон «Об электроэнергетике», ни проект федерального закона «О Теплоснабжении» не дает ответа на вопросы: что делать с огромными резервами неиспользуемых мощностей генерирующих источников энергии, мощностей транзитных линий электропередач, магистральных и квартальных тепловых сетей? Кто будет нести бремя содержания оборудования с долгосрочным (более 2 лет) резервом мощности более 4%? Либо это потребитель, который оформил и оплатил затраты на обеспечение долгосрочного резерва мощностей, либо это собственник, который имеет огромные резервы мощностей и не имеет реальной перспективы роста спроса на них. Еще несколько слов о перекрестном субсидировании. «..Еще одну проблему, созданную ценообразующей моделью «средние издержки плюс прибыль» вскрывает такое понятие как перекрестное субсидирование. Перекрестное субсидирование в сути своей является одной из форм дискриминации цен, т.е установлением такого их уровня, который покрывает средние общие издержки отрасли. При этом для некоторых потребителей цены устанавливаются выше стоимости представленных товаров и услуг, тогда как для других потребителей – ниже стоимости». (стр.394)…….В силу целого ряда причин регулирование естественных монополий исходя из получаемой ими нормы прибыли не всегда достигают успеха. В это благое дело зачастую вмешивается такой неприятный мотив как поиск политической ренты. Существует две гипотетические возможности: сращивания предпринимателей с контрольным органами и расстановкой на соответствующие посты заинтересованных лиц, либо мздоимцев, а также мягкость существующих контрольных структур в отношении определенных предприятий, в которых надеются «приземлится» выборные представители и госбюрократы после истечения срока своих полномочий. Существует и иная опасность – в некоторых сферах контрольные органы были поставлены под жесточайший прессинг со стороны потребителей, чьи интересы состоят в максимальном снижении цен без учета потребности фирм и деловых предприятий на долгосрочных временных интервалах. Другой важной проблемой является недостаток знаний об истинных нормах прибыли в различных отраслях промышленности. Точное измерение собственного капитала той или иной фирмы, господствующей на рынке нормы прибыли и альтернативной стоимости инвестируемого капитала, представляется невероятно сложной задачей. Чем больше догадок и данных, привлекаемых «с потолка», тем больше вероятность ошибок и непродуманных решений. И последнее. Поставив фирму в рамки модели «издержки плюс прибыль», регулирование рыночного процесса подрывает основополагающие стимулы рыночной экономики. Если прибыль любой фирмы превышает их издержки на определенную фиксированную величину, то отпадает необходимость в минимизации самих издержек, а последнее – весьма и весьма сложное мероприятие. Таким образом, снижаются стимулы к сокращению затрат. Как уже было замечено, вполне вероятно использование в расчетах эффективности регулирования естественных монополий завышенных (или заниженных) норм прибыли на капитал, которые могут не соответствовать альтернативной стоимости его использования. Так например в 50 60-е года нормы прибыли в электроснабжении и энергетики были сильно завышены, что позволило с легкостью мобилизовать капитал на строительство новых электростанций (которые, кстати, затем вошли в исчисление базовых оценок по отрасли). Это привело к расточительным и излишним вложением капитала в данную отрасль. В 80-е годы ситуация изменилась – нормы прибыли оказались заниженными. Вследствие этого уровень инвестиций, необходимый для нормального функционирования отрасли сократился. Более того, низкие цены на такого рода услуги маскируют остроту проблем. По мере старения и амортизации оборудования качество услуг по электроснабжению населения резко снижается; некоторые специалисты предсказывают серьезную нехватку электроэнергии при существовании механизма искусственного подавления норм прибыли в отрасли. Таким образом, эффект искусственного регулирования нормы прибыли носит обоюдоострый характер, а эффективность рыночного процесса балансирует на узкой тропке между двух крайностей. (стр.395)…Априори полагается, что предельные издержки производства электроэнергии постоянны и не слишком разительно отличаются от средних общих издержек при рассматриваемом объеме выпуска продукции. Легко убедится, что на практике такое положение вещей весьма идеализировано (так срок ввода в эксплуатацию электростанций задает совершенно различный уровень предельных издержек для новых и устаревших станций). Таким образом, регулирующим органам приходится дифференцировать свою политику ценообразования даже в рамках одной отрасли, что может привести к установлению цен ниже уровня предельных издержек, отсутствию стимулов ведения прогрессивных и ресурсосберегающих технологий и т.д. Выводы 1. Скрытое (технологическое) и явное (социальное) перекрестное субсидирование в полностью пронизывает всю экономическую деятельность и не позволяет определить реальные затраты на производство тепловой и электрической энергии и мощности. 2. Разработка методики выявления реальных объемы скрытого и явного перекрестного субсидирования позволит наглядно выявить центры прибыли и центры убытков в электроэнергетике и теплоэнергетике региона. 3. В условиях отсутствия развитых рыночных отношений в электроэнергетике и теплоэнергетике России, одной из основных задач регулирующих органов России ФСТ, РЭК является выработка принципов, разработка методических указаний по выявлению объемов перекрестного субсидирования и поэтапному переходу от неявного к явному перекрестному субсидированию. Список литературы Журнал ЭнергоРынок 2006 № 3, 6, 9 2005 № 4, 6 Журнал Новости теплоснабжения 2002 № 4, 2004г № 3, 5, 12, 5 2005 2006 №10,11,12 2007 №1 Питер ВанДорен «Дерегулирование электроэнергетики. Начальные сведения». www.libertarium.ru/ libertarium/der_energy05) Маркетинг / У. Руделиус и др. – М: ДеНово, 2001 г – 706 с страница 342. Н. Григори Мэнкью «Принципы макроэкономики» 2-е издание ПИТЕР 2006 г. стр. № 536. Эдвин Дж. Доллан; Дейвид Е.Лидсней «Рынок. Микроэкономическая модель. ТНЕ MARKET» Пер. с англ. В. Лукашевича и др. Под обшей редакцией Б. Лисовика и Лукашевича. М. 1996 г. 496 с. Вывоз мусора недавно и утилизация отходов Строительная теплоизоляция и энергосбережение. Энергосберегающие системы лучистого отопления. Внедрение нового отопительного оборудования как вариант энергосбережения. Постанова верховної ради україни. Открытое акционерное общество. Главная страница -> Технология утилизации Экологически чистая мебель: |
