| 27 август 2020 |  |
|
|
 |
 |
|
|
|
||||||
|
|
|
||||||
| Пользователь: [login] | |
настройки |
карта сайта |
статистика |
|
||||||
|
||||||||
|
|
|
||||||
|
Основные производственные фонды электроэнергетики сосредоточены в Холдинге РАО «ЕЭС России», ГК «Росэнергоатоме», ОАО ЭиЭ «Иркутскэнерго», ГП «Татэнерго» и ГП ЛАЭС. РАО «ЕЭС России» - название, применяемое к трем различным экономическим объектам. Во-первых, это головная компания РАО «ЕЭС России», имеющая несколько филиалов и представительств (далее Общество). Во-вторых, это Холдинг, в который, кроме Общества, входят дочерние и зависимые от Общества АО-энерго и АО-электростанции. В-третьих, это Группа, в которую, кроме Холдинга, входят дочерние и зависимые компании, в функции которых не входит производство и передача электроэнергии и тепла. Общество, Холдинг и Группа были образованы в 1992 году на основании Указов Президента РФ N 922 от 14 августа 1992 г., N 923 от 15 августа 1992 г., N 1334 от 5 ноября 1992 г., N 1392 от 16 ноября 1992 г. и Распоряжения Госкомимущества РФ N 1013-р от 3 декабря 1992 г. Бизнес Холдинга диверсифицирован. Кроме основной деятельности - снабжения потребителей электроэнергией и теплом, некоторые компании, входящие в него, заняты строительством новых энергетических установок, техническим обслуживанием своих фондов, включая ремонты оборудования и изготовлением продукции, необходимой для ремонта и эксплуатации оборудования. Кроме того, и Группа и Холдинг (через АО-энерго) проводят исследования и разработки, включая проектирование энергетических объектов, а также ведут деятельность, связанную с функционированием производственной и социальной инфраструктуры. Территория обслуживания Холдинга охватывает всю европейскую часть и большую часть обжитой территории азиатской части страны. Указанными выше нормативными документами к собственности Общества были отнесены все энергетические объекты федерального значения: крупные ТЭС (> 1000 МВт) и ГЭС (> 300 МВт), магистральные высоковольтные сети, ЦДУ и ОДУ. Они должны были стать либо филиалами Общества, либо его дочерними компаниями. Кроме того, в собственность Общества были переданы пакеты акций всех АО-энерго (не менее 49%), которые вместе с Обществом составили холдинговую компанию. Холдинг должен был стать временным образованием, чтобы в дальнейшем (примерно через 2-3 года) уступить место независимым АО-энерго. Неполная согласованность федеральных и региональных интересов вынудила менеджеров Холдинга искать компромисс с некоторыми региональными администрациями. В результате некоторые из региональных энергосистем, преобразованные в АО-энерго, не передали в собственность Обществу 49% своего уставного капитала. Только 32 из 51 крупной электростанции, подлежащей передаче Обществу, стали филиалами или дочерними компаниями Общества. Среди электростанций, которые не были включены в состав Общества, есть такие крупные станции, как Иркутская ТЭЦ, московские ТЭЦ-21, ТЭЦ-22, ТЭЦ-23, ТЭЦ-25, ТЭЦ-26. Некоторые электростанции были отданы в региональные АО-энерго, а затем выкуплены АО-энерго у Общества (например, Каширская и Шатурская ГРЭС). Акции ОАОЭиЭ «Иркутскэнерго» и ГП «Татэнерго» не были переданы Обществу, а размеры переданных Обществу пакетов других 10 АО-энерго оказались меньше 49% их уставного капитала. Состав собственности РАО «ЕЭС России» приведен в таблице 1. Таблица 1. Состав собственности холдинга РАО «ЕЭС России»
Инфляция 1992-1995 гг. в сочетании с первоначально низкой оценкой фондов электроэнергетики поставила инвестиционную политику в электроэнергетике на грань катастрофы – принятые нормы амортизации не обеспечивали накопления необходимых ресурсов за счет собственных финансовых источников. В 1995 г. в результате переоценки стоимость фондов РАО «ЕЭС России» была увеличена в 307 раз. Переоценены были и фонды АО‑энерго. Основным собственником РАО «ЕЭС России» является государство в лице нескольких его ведомств (см. таблицу 2). Таблица 2. Государственная собственность в Обществе РАО «ЕЭС России»
Основной держатель государственных акций - Мингосимущество РФ - не меняло размер своего пакета акций. Второй по значимости держатель акций - РФФИ - в 1997 г. увеличил свой пакет акций, получив в свое распоряжение большую часть пакетов обыкновенных акций от региональных фондов имущества и все пакеты привилегированных акций этих фондов. Консолидированный государственный пакет акций составляет 52,2% всех акций. Остальные акции принадлежат российским и иностранным юридическим и физическим лицам. В обращение акции РАО «ЕЭС России» поступили в 1993 году. С середины 1997 г. они входят в число «голубых фишек» – наиболее ликвидных акций фондового рынка. Так, в 2000 г. доля акций РАО «ЕЭС России» в общем объеме торгов РТС составила 38.2%, доля обыкновенных акций РАО «ЕЭС России», находящихся в свободном обращении (free float) на российском фондовом рынке, - 30%. В 1997-1998 гг. - до августовского кризиса 1998 г. - стоимость акций РАО «ЕЭС России» доходила до 0.44 долл./акцию, а ее рыночная капитализация - до 19 млрд.долл. На 8 мая 2001 г. капитализация РАО «ЕЭС России» составила 4,8 млрд.долл. Динамика рыночной капитализации РАО "ЕЭС России" и динамика цен обыкновенных акций РАО "ЕЭС России" относительно индекса РТС (за вычетом самого РАО "ЕЭС России") представлены на рис.1 и 2.
Таблица 3. Структура собственности РАО «ЕЭС России»
В 1998 г. произошло частичное замещение российских юридических лиц иностранными. Только за 1998 г. доля российских юридических лиц в структуре собственности РАО «ЕЭС России» снизилась на три процентных пункта. До мая 1998 г. приобретение акций компании иностранными инвесторами осуществлялось через механизм выпуска депозитарных расписок - ADR в США и GDR в Европе. В отличие от второй эмиссии акций, которая не принесла немедленных инвестиций, выпуск депозитарных расписок под консолидированные РАО «ЕЭС России» пакеты обыкновенных акций оказался важным источником дополнительных денежных средств. В мае 1998 г. выпуск депозитарных расписок был прекращен из-за принятых законодательных ограничений относительно доли участия нерезидентов в российском корпоративном бизнесе. Наряду с государством, которому принадлежит более половины акций РАО «ЕЭС России», есть много мелких собственников их пакетов. 2.2. Основные фонды электроэнергетики Российская электроэнергетика располагает мощным потенциалом. О его масштабах дает представление таблица 4. Таблица 4. Мощность электростанций и производство электроэнергии в Российской Федерации
* электростанций общего пользования, которые располагали в 1999 году 93,0% всех мощностей по выработке электроэнергии в Российской Федерации, 90,5% мощностей тепловых электростанций, 97,8% мощностей атомных электростанций, 99,4% мощностей гидроэлектростанций. Основную часть фондов холдинга составляют крупные электростанции (ТЭС на органическом топливе и ГЭС), а также электрические сети и ПС. Данные об установленной электрической мощности дочерних электростанций РАО «ЕЭС России» (за исключением тех, что переданы в аренду в АО-энерго), приведены в табл. 5. Суммарная электрическая мощность всех электростанций Холдинга РАО «ЕЭС России» составляет 168.5 ГВт, или 78% установленной мощности электроэнергетики России (215 ГВт). Таблица 5. Установленная мощность дочерних электростанций РАО «ЕЭС России»
Таким образом, РАО «ЕЭС России» контролирует 21,7% всех установленных электрических мощностей России, не считая долевой собственности РАО «ЕЭС России» в Холдинге РАО «ЕЭС России», что и определяет потенциал непосредственного участия РАО «ЕЭС России» в поставках электроэнергии на ФОРЭМ. В 6 Из 16 ТЭС установленная мощность находится в диапазоне 1000-2000 МВт, а в 8 – более 2000 МВт. Следует иметь в виду различия между установленной мощностью ТЭС и ГЭС. Значение установленной мощности ТЭС определяет максимально возможное производство электроэнергии. Эта же величина для ГЭС определяется не столько установленной мощностью ГЭС, сколько объемом верхнего водохранилища. Из 13 дочерних АО-электростанций, две имеют установленную мощность между 1000 и 2000 МВт, а 3 – выше 2000 МВт. Наиболее крупные водохранилища ГЭС - Зейское (объемом 68.4 млрд. куб. м с плотиной высотой 115 м), сооруженное в 1978 г., Волжское (объемом 58 млрд. куб. м), сооруженное в 1955 г., Волгоградское (объемом 31.5 млрд. куб. м), сооруженное в 1958 г.). Электроэнергия, вырабатываемая дочерними АО-электростанциями РАО «ЕЭС России», поставляется подавляющей части потребителей только через сети АО-энерго. Структура установленной мощности АО-энерго по регионам России приведена в таблице 6. Таблица 6. Установленная мощность АО-энерго по регионам России
Высоковольтные сети полностью принадлежат холдингу РАО «ЕЭС России». В России действует самая крупная по размеру обслуживаемой территории электроэнергетическая система мира, в электрические сети которой подают электроэнергию 440 электростанций Холдинга РАО «ЕЭС России» (АО-электростанции и АО-энерго), ГК «Росэнергоатома» и других независимых от Холдинга РАО «ЕЭС России» производителей электроэнергии. В табл. 7 приведены данные о распределении высоковольтной электрической сети РАО «ЕЭС России» по классам напряжений и длине цепей. Протяженность линий 500 кВ составляет 70%, а линий 330 кВ – 17% общей протяженности линий РАО «ЕЭС России». Таблица 7. Структура электрических сетей РАО «ЕЭС России» по напряжению
Сети более низкого напряжения находятся на балансе региональных АО-энерго (Таблица 8). Как видно из приведенных данных, протяженность электрических сетей АО-энерго намного больше протяженности сетей РАО «ЕЭС России». Таблица 8. Структура электрических сетей АО-энерго по напряжению
Данные о состоянии основных фондов электроэнергетики противоречивы. Возрастная структура ТЭС и ГЭС Холдинга РАО «ЕЭС России», показана на рис. 3. Значительная часть энергетического оборудования электростанций, особенно ГЭС, работает более 35 лет. К сроку службы в 30-35 лет подходят те фонды, которые были введены в эксплуатацию во второй половине 60-х годов, когда ежегодные новые вводы достигали 8-10 ГВт. На протяжении последних 10 лет ежегодный ввод мощностей электростанций Холдинга РАО «ЕЭС России» не превышает 1 ГВт. Рисунок 2. Возраст ТЭС и ГЭС Холдинга РАО «ЕЭС России» на конец 1998 г.
Источник: РАО «ЕЭС России» Вопрос о масштабах реального износа фондов возникает из-за того, что определяемая в отрасли степень физического износа отражает так называемые нормативные сроки службы оборудования, которые, в частности, являются основой для определения отчислений на амортизацию. Фактическая работоспособность фондов может однако существенно отличаться от нормативной, о чем свидетельствует и то, что в эксплуатации находится оборудование, возраст которого превышает 45-50 и более лет. На практике действует ряд факторов, не позволяющих в полной мере снимать с энергоустановок номинальную (установленную) мощность. Некоторые из этих ограничивающих мощность факторов носят временный характер, например, вывод установок в ремонт, недостаточная мощность сетей на стороне отпуска мощности. Что же касается технических ограничений по отпуску электрической мощности, то в 1997-1998 гг. они оценивались на уровне 9% от суммарной установленной мощности Холдинга РАО «ЕЭС России». Фактическая работоспособность оборудования может быть определена лишь после технического аудита. Во многих случаях после его проведения можно продлить ресурс эксплуатации энергетического оборудования и установить величину индивидуального ресурса с помощью дополнительных мероприятий или же без них. Некоторые мероприятия по продлению срока службы обходятся значительно дешевле, чем строительство новых энергетических установок. Однако стоимостные оценки реновационных мероприятий применительно к фондам электроэнергетики, ни саму по себе, ни в сравнении с оценкой потребности в новых инвестициях, в Рабочую группу не были представлены. Отсутствие экономической оценки состояния фондов с учетом возможных мероприятий по поддержанию их в работоспособном состоянии не позволяет вынести окончательного суждения о величине необходимых затрат для компенсации физического износа энергетического оборудования отрасли. В то же время очевидно, что замена изношенных фондов новыми является весьма капиталоемким вариантом развития и с практической точки зрения вряд ли может рассматриваться как оптимальный. С помощью относительно недорогих мероприятий можно существенно продлить срок службы основных фондов в электроэнергетике. Поэтому угроза наступления инвестиционного кризиса в 2003 году из-за физического износа оборудования не подкрепляется имеющимися данными. Более того, по показателям износа оборудования среди отраслей промышленности электроэнергетика находится в сравнительно благоприятном положении (табл.9). Таблица 9. Показатели износа по отраслям промышленности России на начало 2000 года (крупные и средние предприятия)
Источник: Госкомстат Российской Федерации Существует также проблема морального износа оборудования, в особенности преодоление низкой эффективности сжигания природного газа, доля которого в структуре сжигаемых на электростанциях топлив превышает 60%. Практически все сжигающие природный газ энергетические установки, генерирующие электроэнергию или электроэнергию и тепло, построены по паротурбинному циклу, коэффициент полезного действия (кпд) которого при сжигании природного газа - 38-39% при производстве электроэнергии и 42-46% при совместном производстве электроэнергии и тепла. Применение при сжигании природного газа паротурбинной технологии для производства электроэнергии устарело и признается неэффективным во всех развитых странах. Дело в том, что парогазовый цикл при производстве только электроэнергии позволяет увеличить кпд до 53-55%, а при производстве электроэнергии и тепла можно довести кпд до 65-75%. Газотурбинная надстройка в котельных на газе также обеспечивает кпд порядка 75%. Другая проблема состоит в отсутствии измерительных приборов потребления тепла и регулирования его расхода у потребителей, что приводит к его перерасходу и повышенным утечкам в теплосетях. 2.4. Муниципальная электроэнергетика Предприятия коммунальной энергетики, представляющие собой в большинстве своем муниципальные унитарные предприятия, производят более 100 млрд. кВт.ч. электроэнергии (около 12% всей выработки по стране) и около 420 млрд. Гкал тепла (около 20% общего производства тепла), в том числе 240 млрд. Гкал. собственной выработки. Кроме того, они эксплуатируют около 500 тысяч километров воздушных и кабельных линий передачи и 80 тысяч километров тепловых сетей. Около половины общего объема производства тепла и основной потенциал энергосбережения приходится на муниципальные котельные, производящие только один вид продукции - тепловую энергию и не имеющие технологических возможностей комбинированной выработки тепла и электроэнергии. Муниципальные котельные, электрические и тепловые сети представляют собой значительный потенциал для развития независимого от «РАО «ЕЭС России» производства электроэнергии за счет преобразования котельных в мини-ТЭЦ. Общий потенциал для наращивания независимой генерации в муниципальном секторе оценивается в более чем 10 тысяч МВт (около 5% установленной мощности РАО «ЕЭС России»). 2.5. Потребители электроэнергии и тепла Конечные потребители электроэнергии и тепла обслуживаются через АО-энерго. Для обозначения конечных потребителей используется понятие «собственные потребители». В структуре электрической нагрузки доминируют крупные промышленные и приравненные к ним предприятия, у которых электрическая нагрузка составляет не менее 750 кВА, а также группа прочих потребителей. В таких регионах, как Урал, Сибирь и Поволжье более половины электроэнергии потребляют крупные промышленные и приравненные к ним потребители. В промышленности наиболее крупные потребители электроэнергии выступают топливная промышленность, цветная и черная металлургия, машиностроение и металлообработка, химическая и нефтехимическая, топливная, промышленная и машиностроение. По потреблению тепла жилищно-коммунальное хозяйство уступает промышленности, но вместе с населением превосходит потребление тепла промышленностью. Годовой максимум электрической нагрузки в 2000-2001 гг, зафиксирован 7 февраля 2001 г. в размере 138 ГВт. Располагаемая мощность электростанций Единой энергосистемы России на день годового максимума нагрузок составила 177 ГВт. Таким образом, резерв располагаемой мощности по отношению к максимуму нагрузки составил 28%. Наряду с тем, что говорилось выше об износе оборудования, это определяет прогноз о якобы неизбежности энергетического кризиса в России к 2004-2005 гг. вследствие т.н. исчерпания резервов генерирующей мощности в Единой энергосистемы России. Это также дает основание для разработки более оптимального и реалистичного графика реформ в электроэнергетике. Доля населения в структуре потребления электроэнергии не одинаков по регионам и находится в диапазоне 3-13%. 2.6. Производство электроэнергии По сравнению с 1999 г. в 2000 г. производство электроэнергии в Российской Федерации возросло на 3,8% и достигло 876 млрд. кВтч. Потребление электроэнергии выросло на 4,9% и составило 849,6 млрд. кВтч. Основной объем производства электроэнергии (95,1%) был обеспечен электростанциями, входящими в состав Единой энергосистемы (ЕЭС) России. Россия является страной, покрывающей основную часть своего энергопотребления за счет использования невозобновляемого органического топлива. На тепловых электростанциях Единой энергосистемы России в 2000 г. было выработано 534,6 млрд. кВтч или 62% всего объема производства. Доля ГЭС как основных возобновляемых источников электроэнергии составила в общей выработке 19%, АЭС - 15%. Столь высокая концентрация выработки электроэнергии на станциях, работающих на органическом топливе, делает необходимым проведение реформ в топливной промышленности. Они должны быть направлены как на снятие ограничений по топливоснабжению электроэнергетики, так и на адекватное отражение реальных затрат на добычу и транспорт, провоз топлива в тарифах на топливо, направляемое для сжигания в электростанциях. 2.7. ФОРЭМ как нерыночный институт На первом этапе реформирования электроэнергетики был создан прообраз федерального оптового рынка электроэнергии (ФОРЭМ). Федеральный оптовый рынок электрической энергии и мощности. (ФОРЭМ) был создан Постановлением Правительства Российской Федерации N 793 от 12 июля 1996 г. После ликвидации Холдинга предполагалось перейти к действительно конкурентному рынку так, чтобы отдельные электростанции конкурировали бы между собой. Однако оказалось, что ФОРЭМ не является настоящим рынком по целому ряду причин. Поставки электроэнергии на ФОРЭМ более чем на 50% осуществляются компаниями, входящими в Холдинг РАО «ЕЭС России». Администрирование ФОРЭМ осуществляется 100%-ными дочерними структурами РАО «ЕЭС России». Внутри Холдинга РАО «ЕЭС России» существует неравное отношение администрирующих структур ФОРЭМ к поставщикам электроэнергии, находящимся в полной и неполной собственности РАО «ЕЭС России». Свободный выбор поставщиков электроэнергии потребителями заменен прикреплением их к поставщикам административными мерами. Тарифы на электроэнергию устанавливаются по методу «издержки +», что не стимулирует рост эффективности производства и снижение издержек. Механизм установления тарифов является административным, что не защищает эффективных поставщиков электроэнергии и в то же время позволяет сохранять на ФОРЭМ неэффективных поставщиков. Свободный выбор поставщиков электроэнергии потребителями заменен прикреплением их расчетно-договорным центром. При установлении тарифов на электроэнергию широко применяется перекрестное субсидирование как между группами потребителей, так и между регионами. В результате реальной конкуренции между производителями электроэнергии – участниками ФОРЭМ не возникло. Такой метод создания рынка изменил степень обеспеченности многих регионов производимой на собственной территории электроэнергией. Если в 1992 г. степень потребности в электроэнергии около 13 регионов были обеспечены поставками от собственных региональных энергосистем, в то время как 19 регионов были избыточными, то сейчас только 7 регионов (обслуживаемые соответственно Мосэнерго, Иркутскэнерго, Свердловэнерго, Тюменьэнерго, Якутскэнерго, Оренбургэнерго и Дагэнерго), можно считать избыточными. В результате доля Холдинга на ФОРЭМе оказалась ниже предполавшейся. 2.8. Региональные особенности электроэнергетики Единая энергосистема России имеет неоднородную сетевую структуру. В ее рамках лишь пять из семи объединенных энергосистем (соответствующие основным территориально-экономическим районам - Северо-Запад, Центр, Средняя Волга, Урал, Северный Кавказ) включены на параллельную работу с общей частотой электрического тока и обмениваются электроэнергией по линиям межсистемной связи высокого и сверхвысокого напряжения. Объединенная энергосистема (ОЭС) Дальнего Востока не имеет электрических связей с остальной частью ЕЭС, работает изолированно и лишь условно причисляется к Единой энергосистеме, поскольку основные линии связи ОЭС Сибири с Европейской частью ЕЭС после распада СССР остались на территории Казахстана, и в силу незначительных размеров существующих перетоков мощности между ОЭС Сибири и Европейской частью ЕЭС, ОЭС Сибири также может рассматриваться как изолированно работающая часть ЕЭС. Отличительной особенностью Европейской части ЕЭС является ограниченная пропускная способность линий связей между ОЭС, что является причиной высокой степени энергетической независимости ОЭС друг от друга. [Отношение суммарной пропускной способности линий электропередач, связывающих ОЭС между собой и способных войти в состав так называемой «единой национальной сети», к суммарной фактической мощности электрической нагрузки двух смежных ОЭС находится в пределах 3-7%. Такая пропускная способность межсистемных ЛЭП позволяет получать лишь аварийную помощь от других параллельно работающих ОЭС, но не обеспечивает экономически целесообразные обмены электроэнергией в рамках единого рынка.] Так, например, отношение объема собственной генерации к собственному электропотреблению для пяти ОЭС Европейской части ЕЭС находится в пределах от 1,22 (ОЭС Средней Волги) до 0,86 (ОЭС Северного Кавказа). При этом для наиболее крупных ОЭС (Центр и Урал), на долю которых приходится около 70% всего объема производства электроэнергии в Европейской части ЕЭС, это соотношение близко к единице. Доля Европейской части ЕЭС и Урала превышает 70% всей установленной мощности электростанций и электропотребления в ЕЭС. Тепловые электростанции в этой части ЕЭС используют в основном природный газ, а также разные виды угля. Среди производителей электроэнергии есть АЭС и ГЭС. Генерация относительно равномерно распределена по обслуживаемой территории. Основная электрическая сеть сравнительно хорошо развита. В структуре электропотребления доля промышленности составляет от 24% (Северный Кавказ) до 62% (Урал), доля населения - от 11% (Урал) до 31% (Северный Кавказ). Доля ОЭС Сибири составляет около 20% в общей установленной мощности и в электропотреблении ЕЭС и характеризуется тем, что около 50% генерации составляют ГЭС. Определяющим топливом для тепловых электростанций является уголь, причем около 65% этих электростанций составляют ТЭЦ. Доля промышленного электропотребления - 63%, причем примерно 2/3 потребления промышленности приходится на цветную металлургию. Доля населения превышает 13%. Крупные электростанции (главным образом ГЭС) в Сибири строились с привязкой к ним крупных энергоемких потребителей. В суровых климатических условиях превалирование городского населения приводило к повсеместному сооружению привязанных к городам ТЭЦ. Вследствие размещения электростанций преимущественно в местах потребления электроэнергии, а также большой протяженности территории в широтном направлении при сравнительно низкой плотности населения основная электрическая сеть существенно менее развита по сравнению с европейской зоной и Уралом. ОЭС Дальнего Востока составляет около 6% мощности электростанций и электропотребления от общероссийских показателей. Она имеет несколько относительно крупных электростанций и слабую электрическую сеть при большой ее протяженности. Около 3/4 электростанций являются тепловыми и работают на угле, причем около 85% электроэнергии производят ТЭЦ. В структуре электропотребления доля промышленности превышает 28%, транспорта составляет около 14%, населения - немногим более 26%, прочих непромышленных потребителей - 27%. 2.9. Механизмы формирования тарифов на электроэнергию и тепло Одной из основных текущих проблем отрасли является чрезмерная зависимость процесса регулирования цен на электроэнергию решений региональных властей. В результате тарифы, как правило, устанавливаются исходя из субъективных соображений, что делает их экономически необоснованными и наносит ущерб интересам как компаний отрасли, так и потребителей. Действующая в настоящий момент система тарифного регулирования имеет несколько существенных недостатков:
Существующая система регулирования привела к крайне низкой эффективности работы предприятий электроэнергетики. Для того, чтобы потребители получали правильные экономические сигналы о стоимости и, соответственно, цене потребляемой ими электроэнергии, адекватно устанавливали объемы ее потребления, необходимо обеспечить оплату полной стоимости производства и транспортировки потребляемой электроэнергии. Такой принцип означает устранение перекрестного субсидирования, существующего благодаря деятельности ФЭКа и РЭКов. Другая причина неэффективности тарифообразования в электроэнергетики состоит в том, что в себестоимость не включатся затраты, необходимые для расширенного воспроизводства энергии, в частности инвестиции, выплаты по кредитам. В результате электроэнергетика также не в состоянии дать потребителям правильные экономические сигналы о необходимых затратах на энергоснабжение. Регламент установления тарифов и процедуры их рассмотрения не позволяют регулирующим органам осуществлять эффективное регулирование из-за ограниченности сроков, необходимых для анализа состояния регулируемых компаний, рассмотрения предложений по изменению тарифов. 2.10. Откладывание преобразования РАО «ЕЭС России» В начале 1990-х годов, когда создавался холдинг РАО «ЕЭС России», существовало понимание того, что через два-три года он должен быть реорганизован, в частности, для предотвращения развития монополизма. Предполагалось, что создание Холдинга РАО «ЕЭС России» является временным этапом для обеспечения постепенности преобразований. Однако реформирование Холдинга РАО «ЕЭС России» так до сих пор и не было осуществлено. Косвенным, но ярким свидетельством этого является огромная недооцененность акций российских электроэнергетических компаний по сравнению с их зарубежными аналогами (табл.10). Таблица 10. Сравнение рыночной капитализации российских компаний с зарубежными аналогами
В то же время снижение инвестиционной активности в электроэнергетике в 1990 годах было минимальным среди всех отраслей российской промышленности (табл.11). Таблица 11. Инвестиции в основной капитал по отраслям промышленности в ценах 1993 года, млн.руб.
Источник: расчеты по данным Госкомстата Российской Федерации |
|||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
|
|
| [email protected] | |
Московский Либертариум, 1994-2020 |
|
|
|
