Preview

Стратегические решения и риск-менеджмент

Расширенный поиск

Моделирование эффективности перехода на собственную генерацию

https://doi.org/10.17747/2078-8886-2017-4-5-44-57

Полный текст:

Аннотация

Перекрестное субсидирование в электроэнергетике – механизм, позволяющий одним группам потребителей оплачивать электроэнергию по цене ниже предельных издержек, в то же время для других групп потребителей устанавливающий цену выше предельных издержек. Подобная ценовая дискриминация приводит к тому, что промышленные предприятия, покупающие электроэнергию по повышенным тарифам, вынуждены искать более дешевые альтернативные способы энергоснабжения. В связи с чем предприятия постепенно принимают решение о строительстве собственных генерирующих мощностей. В данной статье исследуется вопрос, насколько выгодно предприятиям различных отраслей переходить на собственную генерацию электроэнергии при сложившемся и прогнозируемом уровне цен на электроэнергию для промышленных предприятий с учетом перекрестного субсидирования и при условии его полного сокращения.

Для цитирования:


Ховалова Т.В. Моделирование эффективности перехода на собственную генерацию. Стратегические решения и риск-менеджмент. 2017;(4-5):44-57. https://doi.org/10.17747/2078-8886-2017-4-5-44-57

For citation:


Khovalova T.V. Modeling of economic feasibility of transition to own power generation. Strategic decisions and risk management. 2017;(4-5):44-57. (In Russ.) https://doi.org/10.17747/2078-8886-2017-4-5-44-57

Введение

На сегодняшний день в любой развитой или развивающейся стране электроэнергетика яв­ляется одной из ключевых отраслей, способствует развитию промышленности и от нее зависит уро­вень экономического развития всей страны.

Рынок электроэнергии России представляет собой сложную модель со своими преимуще­ствами и недостатками. Электроэнергетика - естественная монополия, которая первой про­шла преобразования от модели монопольного рынка с доминирующей на нем вертикально ин­тегрированной компанией (РАО «ЕЭС России») к потенциально конкурентному рынку. После перехода к рыночным отношениям рынок элек­троэнергии страны дважды подвергался рефор­мированию.

В 1990-х годах была разработана структура регулируемых рынков. На федеральном уровне существовал рынок, где действовал единствен­ный покупатель - закупочное агентство. На уров­не регионов деятельность вели регулируемые вертикально-интегрированные компании. Сле­дует отметить, что подобная модель рынка была реализована на федеральном общероссийском оптовом рынке энергии и мощности (ФОРЭМ) не полностью. Так, электростанции (акционерные общества и большинство региональных АО энер­гетики и электрификации, осуществляющих де­ятельность на оптовом рынке электроэнергии), юридически были дочерними компаниями РАО «ЕЭС России». Таким образом, РАО «ЕЭС Рос­сии» обладал монополией на рынке ФОРЭМ (Трачук А. В., 2010 а).

Второй виток реформирования энергети­ческой отрасли начался в 2001 году. Бизнес монопольных вертикально-интегрированных электроэнергетических компаний был разделен по видам деятельности: производство электро­энергии, ее передача и распределение и, нако­нец, сбыт (Трачук А. В., 2011).

В результате указанных мер увеличился приток иностранных инвестиций, в число ин­весторов входили крупные немецкие, итальян­ские и финские компании, в частности Е. On, Enel и Fortum. Сектор сбыта оказался поделен между государственными и частными сбыто­выми компаниями. Вопросы передачи, рас­пределения и диспетчеризации по-прежнему находятся в сфере ответственности государ­ства.

Реформы привели к созданию двухуровневой структуры рынка электроэнергии и мощности. В ней сочетаются виды деятельности, являю­щиеся естественными монополиями (распреде­ление и передача электроэнергии), и конкурент­ные виды деятельности (сбыт и производство) (Трачук А. В., 2010 б). Выделяют розничный и оптовый электроэнергетические рынки, на ко­торых осуществляется продажа электроэнергии и мощности как физическим, так и юридиче­ским лицам.

Основные субъекты оптового рынка электро­энергии и мощности:

  • поставщики: оптовые генерирующие ком­пании (ОЕК), территориальные генерирую­щие компании (ТЕК), концерн «Росэнерго­атом» и ОАО «Интер РАО ЕЭС» (импортер электро энергии);
  • покупатели: энергосбытовые компании (га­рантирующие поставщики и независимые), крупные потребители электроэнергии, ОАО «Интер РАО ЕЭС» как экспортер электро­энергии, ОАО «ФСК ЕЭС»;
  • инфраструктурные организации: ОАО «Ад­министратор торговой системы», ОАО «Си­стемный оператор» и холдинг ОАО «Россе­ли» (межрегиональные сетевые компании (MPCK) и федеральная сетевая компания - ОАО «ФСК ЕЭС»),

Торговля на оптовом рынке электроэнергии ведется в трех секторах со своими условиями сделок купли-продажи и сроками поставки элек­троэнергии (Ворожихин В., 2013):

  • рынок на сутки вперед;
  • балансирующий рынок;
  • регулируемые договора.

Особым видом товара является мощность. Ее покупатель имеет право требовать от продавца мощности поддерживать генерирующее обору­дование в состоянии готовности к производству электроэнергии (Системный оператор, [б.г.]). Около 80% всей обращающейся мощности тор­гуется на рынке, оставшиеся 20% поставляются по договорам для дальнейшей поставки рознич­ным потребителям. Оптовый рынок мощности имеет огромное значение для генерирующих компаний, обеспечивая им около 40% общей го­довой выручки.

До сентября 2015 года в России предполага­лось провести первый долгосрочный конкурент­ный отбор мощности (ежегодный, с началом поставки через четыре года); при этом запуск долгосрочного рынка мощности уже несколько раз переносился. Однако конкурентный отбор мощности (КОМ) на 2015 год выявил значи­тельный профицит мощности на оптовом рынке электроэнергии и мощности (ОРЭМ). Значит, в системе наблюдаются просчеты планирования в предыдущий период; ситуацию также усугу­бляют сложившиеся и нерешенные проблемы отрасли. При таких условиях ввод системы дол­госрочного КОМ вновь оказывается под вопро­сом: будут ли стороны готовы брать на себя обя­зательства и нести риски на четыре года вперед? Будут ли нужны новые мощности через четыре года?

Согласно данным Минэнерго РФ, по ито­гам 2015 года общая установленная мощность генерирующих объектов в России увеличилась до 243,19 ЕВт, или на 1,22%, в том числе 235,31 EBt - установленная мощность электростанций ЕЭС России (68,2 % - тепловые электростанции (ТЭС), 20,6% - гидроэлектростанции (ЕЭС), 11,2% - атомные электростанции (АЭС)). Ввод нового генерирующего оборудования в России составил 4,8 ЕВт и был осуществлен посред­ством реализации механизма договора на по­ставку мощности (ДПМ) преимущественно за счет ТЭС (76% в общей структуре ввода, из последних 61% - с использованием ДПМ). За счет АЭС введено 18% мощности. Оставша­яся часть приходится на вводы вне ЕЭС России (2,9%), ЕЭС (2,1%) иВИЭ (1,1%).

Кроме того, 317 МВт (или 10,8% прироста мощности) было введено за счет модернизации действующих мощностей. Модернизация гене­рирующего оборудования позволила снизить удельные расходы на отпуск электрической энергии с 319,8 г.у.т./кВт-ч в 2014 году до 317,6 г.у.т./кВт-ч в 2015 году. Достигнутые показатели являются минимальными за последние пятнад­цать лет. В стоимостном выражении экономия топлива составила более 3,5 млрд руб. от уровня 2014 г. (ТЭК России 2016).

 

Таблица 1

Производство электроэнергии в ЕЭС Росаш в 2015 году (с учетом электростанций про­мышленных предприятий) (ФСГСРФ [б.г.])

Электроэнергия

Производство, млрд кВт-ч

Структура, %

Изменения 2015/2014, %

2015

2015

2014

Всего

1026.9

100

100

100

ТЭС

671.4

65.4

66.1

99.13

ГЭС

160.2

15.6

16.3

95.87

АЭС

195.3

19.0

17.6

108.2

ВЭС

0.0061

Менее 1%

СЭС

0.0073

Менее 1%

 

Таблица 2

Показатели рынка электроэнергии, млрд кВт-ч

Показатель

2015

2014

Изменение 2015/2014 г., %

Производство электроэнергии:

 

 

 

всего в

1049.9

1047.8

100.2

рамках ЕЭС

1026.9

1024.8

100.2

Потребление электроэнергии:

 

 

 

всего

1036.4

1040.6

99.6

в рамках ЕЭС

1008.3

1013.8

99.45

Экспорт электроэнергии

18.2

14.7

123.8

Импорт электроэнергии

6.7

6.5

103.1

В 2015 г. из эксплуатации было выведено 2,4 ГВт установленной на начало года мощ­ности, или 1,0%. Доля обязательных к приоб­ретению мощностей на КОМ составила 18% от спроса, что создает дополнительную нагрузку на потребителя. В ближайшие годы данная нагрузка будет только возрастать (уже запланирован ввод новых мощностей, вывод старых ограничен, а значительных темпов эко­номического роста до 2020 года не ожидается). Рост регулируемой доли приводит к снижению степени конкуренции, постепенно отдаляя от­расль от рыночного определения цены и воз­вращая ее к государственному регулированию. В такой ситуации ввод дополнительного меха­низма привлечения инвестиций по гарантиро­ванной в будущем цене может еще больше усу­губить сложившиеся проблемы (Долматов И., Золотова И., 2015).

В 2015 году производство электроэнергии в России составило 1049,9 млрд кВт-ч, в том числе 1026,9 млрд кВт-ч в рамках ЕЭС России, что на 0,2% выше показателя 2014 года (табл. 1) (Черезов А. В., 2016). В рамках ЕЭС России по итогам 2015 г. пре­вышение производства электро­энергии над ее потреблением со­ставило 18,6млрд кВт-ч (или 1,8%), что на 0,7 п.п. выше показателя 2014 года. В результате на 23,8% был увеличен экспорт электроэнер­гии (табл. 2) (Аналитический центр [б. г]).

Основное внимание в развитии электросетевого хозяйства было направлено на повышение эф­фективности работы электросете­вых компаний, развитие конкурентной среды и снижение неплатежей. Для сокращения опе­рационных и удельных расходов был пересмо­трен уровень потерь территориальных сетевых организаций и утверждена методика определе­ния операционных расходов на базе сравнитель­ного анализа (Приказ 2015).

К одним из наиболее противоречивых не­достатков российской электроэнергетики можно отнести перекрестное субсидирование. В 1990-х годах государство использовало его как социальную меру, сохранилось оно и сегодня, с одной стороны, позво­ляет населению экономить на затратах на электроэнергию, а с другой - тяжелым бременем ложится на плечи промышлен­ных предприятий и, таким образом, тор­мозит развитие экономики страны в це­лом. Промышленность, средние и малые компании фактически платят за населе­ние, а это негативно сказывается на про­изводственном потенциале России и ко­нечных ценах на товары и продукты.

Еосударство не раз предпринимало попытки устранить ценовой перекос в электро­энергетике, являющийся причиной существова­ния перекрестного субсидирования, желанные результаты не были достигнуты. Соответствую­щие меры по различным причинам отменялись или так и остались на уровне пилотного про­екта. Таким образом, решение проблемы пере­крестного субсидирования затянулось, а про­мышленные предприятия вынуждены искать способы самостоятельно справиться с искус­ственным ценовым перекосом в электроэнер­гии. К таким способам относятся строительство собственных генерирующих мощностей и ча­стичный или полный уход с рынка электроэнер­гии (Кривошапка И., 2013).

Новизна данного исследования состоит в том, что мы обосновали переход на собствен­ную генерацию на примере четырех компаний различных отраслей и их присутствие на рынке электроэнергии.

Перекрестное субсидирование в электроэнергетике

Классическими примерами отраслей, где распространено перекрестное субсидирование, являются электроэнергетика, газо- и водоснаб­жение, железнодорожный транспорт, т. е. сфе­ры с естественной монополией. Перекрестное субсидирование в электроэнергетике - это ме­ханизм распределения нагрузки по оплате элек­троэнергии между различными потребителями. При перекрестном субсидировании в качестве «доноров» выступают крупные и средние про­мышленные предприятия, одновременно не­сущие основную нагрузку в экономике регио­нов, а в роли получателей льготы - население и бюджетные учреждения. В результате одни группы потребителей электроэнергии вынуж­дены оплачивать часть электроэнергии, потре­бленной другими потребителями (Трачук А. В., Линдер Н. В., 2017). Помимо тарифной дис­пропорции между потребителями, существует перекрестное субсидирование между опреде­ленными видами хозяйственной деятельности. Например, между производством электриче­ской и тепловой энергии или выработкой и пе­редачей тепла (Гительман Л. Д., 2013).

В России данный механизм был введен в 1990-х годах, данная мера позволяла защитить малообеспеченные слои населения от резкого повышения цен на электроэнергию в услови­ях галопирующей инфляции. В то время в раз­личных регионах страны были введены тари­фы, которые не отражали реальную стоимость электроэнергии. Население потребляет электро­энергию неоднородно. Так, существует катего­рия граждан, потребление которых превышает усредненную норму в несколько раз.

Агентство по прогнозированию балансов в электроэнергетике приводит статистику, в те­чение 2008-2015 годов уровень перекрестного субсидирования демонстрирует положительную динамику (рис. I). В 2015 году перекрестное субсидирование составило 281 млрд руб.

Перекрестное субсидирование приводит к тому, что соотношение цен на электроэнергию для промышленности и населения искажается, к примеру, вплоть до 2015 года стоимость элек­троэнергии для промышленных потребителей выше, чем стоимость электроэнергии для насе­ления (рис. 2).

В действительности цена на электро­энергию для оптовых покупателей должна быть ниже, чем для розничных, поскольку при поставках для населения электроэнер­гия проходит многочисленные уровни транс­формации до низкого напряжения, в сетевой инфраструктуре возникают технологические потери. В то же время промышленные потре­бители, как правило, присоединены на высоком, среднем первом и среднем втором уровнях напряжения, то есть электроэнергия проходит меньше уровней трансформации, и технологи­ческих потерь меньше (Арузманов П., 2013).

 

Рис 1. Динамит перекрестного субсидирования в нектрошергепшке России, млрд руб., с НДС

Puc 2. Соотношение цен «промышленность/население», разы

Если сопоставить цену на электроэнергию для отечественных предприятий и предприятий в других странах, можно увидеть, что в Вели­кобритании соотношение цен «промышленный потребитель/население» составляет 0,56, в США еще меньше - 0,48 (рис. 3).

От перекоса цен на электроэнергию в Рос­сии особенно уязвимы электроемкие промыш­ленные предприятия, к таковым можно отнести химическое и металлургическое производства. Для последних уровень перекрестного субсиди­рования в средневзвешенной цене на электро­энергию превышает 12%.

Для обеспечения гармоничного развития российского энергорынка необходимо решить следующие задачи:

  • снизить объем перекрестного субсидирова­ния;
  • оптимизировать структуру перекрестного субсидирования, изменить его механизм для обеспечения адресной поддержки соци­ально незащищенных категорий населения (Королев И. А., Хабачев Д., 2013).

Для решения проблемы перекрестного суб­сидирования пытались ввести социальную нор­му потребления для всех регионов, за исключе­нием технологически изолированных от единой энергосистемы. При этом тариф на электро­энергию формировался следующим образом: за электроэнергию в пределах нормы потреби­тель платил за потребленный объем по льгот­ному тарифу, за сверхнормативное потребление - по повышенному тарифу, который мог пре­вышать льготный на 40% (Павлов Н.П., 2013). Вне зависимости от уровня получаемых доходов население одного региона платило одинаковый льготный тариф, что не учитывает уровень обе­спеченности потребителей (Селляхова О., 2012).

В 2013 году социальные нормы потребления электроэнергии были введены как пилотный проект в шести регионах, чтобы определить, насколько эффективной может быть данная мера. За эксперимент отвечали Министерство электроэнергетики и Министерство строитель­ства Российской Федерации, контролирующим органом стала Счетная палата. Основную задачу определили как снижение перекрестного субси­дирования.

 

Рис. 3. Соотношение цен на электричество для промышленности и населе­ния в разных странах мира

По результатам Счетная палата охарактери­зовала результативность эксперимента как низ­кую. В Красноярском крае и Орловской области был отмечен рост среднедушевого потребления электроэнергии в 2013-2015 годах. Следователь­но, население имело слабую мотивацию к энер­госбережению. По данным Федеральной анти­монопольной службы, за 2012-2015 годы общая сумма перекрестного субсидирования увеличи­лась у всех участников пилотного проекта.

Итог эксперимента оказался неудачным по разным причинам. Так, в Республике Коми эксперимент был остановлен, поскольку нача­лась полярная ночь, когда потребление электро­энергии населением традиционно возрастает. В Омской области и в Калмыкии спрогнозирова­ли, что появление социальной нормы приведет к общественным протестам, в связи с чем ре­шили отказаться от эксперимента. В Хабаров­ском крае отказ объяснили тем, что более 20% населения края проживает в многоквартирных домах, куда горячая вода подается только зимой, в отопительный период, поэтому в межсезонье тратится больше энергии на подогрев воды. Правительство Ленинградской области заяви­ло, что не видит в нововведении экономической целесообразности, поскольку придется заново проводить расчеты не только для квартир с газо­выми и электрическими плитами, но и для обще­домового имущества: имеется в виду освещение лестничных клеток, работа лифтов (Зыкова Т., 2016). Субъектам Российской Федерации было предоставлено право самостоятельно принимать решение о том, целесообразно ли применять со­циальную норму потребления электроэнергии в расчетах за коммунальные услуги по снабже­нию электроэнергией (Постановление 2014).

Тем не менее нельзя однозначно говорить о том, что попытки ликвидировать перекрестное субсидирование не приносят результатов. Так, существенным шагом стало закрепление самого понятия (Федеральный закон 2003). Также в не­которых регионах сокращается один из меха­низмов его обеспечения - договора «последней мили» (Володин Ю. В., Линдер Н.В., 2017).

Когда с оптового рынка электроэнергии и мощности на региональном уровне уходил хотя бы один крупный участник, доля пере­крестного субсидирования, включенная в тариф на электроэнергию и оплачиваемая данным потребителем, распределялась на оставшихся игроков. В результате увеличивалась конеч­ная цена на электроэнергию для малого биз­неса и сельскохозяйственных предприятий. Для предотвращения такой ситуации с выходом оптового потребителя электроэнергии, приняв­шего решение покинуть систему, обязывали заключать договор на передачу электрической энергии не только с Федеральной сетевой ком­панией, управляющей магистральными сетями, но и с предыдущей региональной распредели­тельной компанией, которой федеральная ком­пания отдавала часть оборудования в аренду на границе сетевого хозяйства потребителя. В результате, по данным Минэнерго России, объем перекрестного субсидирования, при­ходящийся на договоры «последней мили», в 2013 году составлял 58 млрд руб.

Государство, равно как и потребители, за­интересовано в оптимизации издержек поддер­жания генерирующих мощностей в рабочем со­стоянии, снижении стоимости электроэнергии, обновлении и более рациональном использова­нии существующих сетей электроэнергии. Цен­трализованное производство электроэнергии будет продолжать играть важную роль в обозри­мом будущем (РяпинИ., 2013 б; Журавлева С. H., Попов К. А., Лисицын И. М., 2014).

 

Таблица 3

Объемы иерекреситого субсидирования, млрд руб., за 2011-2015 годы

Показатель

2011

2012

2013

2014

2015

Общая сумма перекрестного субсидирования, осуществляемого через регулируемые договоры на электроэнергию и мощность

60.1

61.4

62.9

67.8

71.3

Предельная величина перекрестного субсидирования, «заложенного» в сетевые тарифы

205.3

209.4

213.6

218.9

229.4

Объем переплаты потребителями «последней мили»

58.6

74.1

42.4

23.9

20.7

Объем перекрестного субсидирования в ставке на оплату потерь электроэнергии

29.92

27.94

26.36

28.9

25.6

Общая сумма перекрестного субсидирования

353.92

372.84

345.26

339.5

347

Если рассмотреть негативные последствия, к которым приводит существование перекрест­ного субсидирования, то можно выделить не­сколько факторов. Во-первых, промышленные предприятия так или иначе закладывают пере­плату в стоимость произведенной продукции. Во-вторых, при перекрестном субсидировании отсутствует дифференцированный подход, по­этому в категорию социально незащищенных автоматически попадают и те, кто не нуждается в льготах, но получает от субсидирования наи­большую выгоду. В-третьих, в условиях конку­рентного рынка обремененный излишней фи­нансовой нагрузкой потребитель будет искать другого поставщика. И наконец, из-за дополни­тельной финансовой нагрузки предприятия ли­шаются свободных средств, которые могли бы быть направлены на модернизацию производ­ства и в конечном итоге привести к росту нало­гооблагаемой базы (Ряпин И., 2013а).

Оценивая негативные последствия пере­крестного субсидирования, экономисты говорят о снижении объемов промышленного произ­водства на 3,6%. По оценке НП «Совет рынка», объем годовой дополнительной нагрузки на все промышленные предприятия составляет око­ло 80 млрд руб. Основная часть перекрестного субсидирования содержится в тарифах на услу­ги по передаче электроэнергии по распредели­тельным сетям. Для крупных потребителей это существенная часть цены на электроэнергию. Контроль за тарифами распределительных се­тей возложен на органы исполнительной власти субъектов Российской Федерации.

Для потребителей, которые располагаются в пределах одного субъекта страны и принад­лежат к группе потребителей, для которых за­конодательно устанавливается дифференциация тарифов на электроэнергию и мощность, вне зависимости от того, какая сетевая организация их обслуживает, тарифы устанавливаются на од­ном уровне и называются котловыми тарифами.

Существует две базовые модели применения котловых тарифов:

  • Котел сверху. «Энергосбыт», собрав с по­требителей плату за электроэнергию, оплачивает электрогенерацию, удержива­ет часть, приходящуюся на сбыт, отдает оставшуюся сумму котлодержателю - се­тевой компании, которую назначает служ­ба по тарифам (MPCK). Котлодержатель, в свою очередь, распределяет полученную сумму между другими сетевыми компани­ями региона, участвующими в технологи­ческой цепочке доставки электроэнергии в строго установленном порядке. Таким об­разом, котлодержатель - единый финансо­вый центр, который несет ответственность за поступление денег сетевым компаниям.
  • Котел снизу. «Энергосбыт» собирает с по­требителей плату за электроэнергию, опла­чивает генерацию электроэнергии, удержи­вает часть, приходящуюся на сбыт, отдает сетевую часть той сетевой компании, к ко­торой подключен потребитель-плательщик.

 

Таблица 4

Расчет цены на электроэнергию при наличии и отмене перекрестного субсидирования

Показатель

Сельское

хозяйство

Промышленное

производство

Строи­

тельство

Оптовая и розничная торговля

Транспорт и связь

Затраты на электроэнергию по отрасли, млн руб

45 290

I 033 373

20 247

45 135

220 120

Доля затрат отрасли от общих затрат,

3

66

I

3

14

Затраты без перекрестного субсидирования, млн руб

36 043

805 659

15 785

35 189

171 614

Объем перекрестного субсдирования, млн руб

9247

227 714

4462

9946

48 506

Потребление на отрасль, млн кВт-ч

16 699

559 226

12 139

34 549

87 850

Цена за I кВт-ч, руб.: при перекрестном субсидировании без перекрестного субсидирования

2.71

1.85

1.67

1.31

2.51

2.16

1.44

1.30

1.02

1.95

Данная компания должна рассчитаться со всеми другими сетевыми компаниями, стоящими в технологической цепочке до­ставки электроэнергии. Такая модель суще­ствует после реформы РАО ЕЭС в 2008 году, она не дает преимуществ для энергосис­темы.

При утверждении тарифов единые (котло­вые) тарифы должны соответствовать предель­ным максимальным и минимальным уровням тарифов на услуги по передаче электрической энергии, установленным ФАС России. В част­ности, на 2016 год предельные уровни уста­новлены приказом ФАС России от 29.12.2015 №1342/15.

Изменение механизма перекрестного субси­дирования вызвано тем, что после разделения региональные АО энергетики и электрифи­кации, крупные потребители, подключенные к магистральным сетям Единой национальной (общероссийской) электрической сети (ЕНЭС), перешли на обслуживание распределитель­ных сетевых компаний (РСК), но при этом стремились вернуться к ЕНЭС, так как ее та­рифы были значительно ниже. Это повлекло за собой необходимость введения в 2007 году механизма аренды «последней мили». ЕНЭС передавала PCK в аренду объекты электросете­вого хозяйства, к которым были присоединены крупные потребители, и в результате крупные потребители могли заключать договор на услу­ги по передаче электроэнергии только с РСК. Изначально предполагалось, что эта мера бу­дет действовать только до 1 января 2011 года, но в 2010 году действие данного механизма было продлено.

Еще один значимый механизм перекрестного субсидирования реализует­ся как перераспределение тарифной выручки меж­ду уровнями напряжения и группами потребителей. В настоящее время установ­лены отдельные (понижен­ные) тарифы по передаче электроэнергии для группы потребителей «Население и приравненные к нему по­требители», сумма недопо­лученной выручки распре­деляется между остальными группами. Сумма перекрест­ного субсидирования вклю­чается как в ставки на содер­жание сетей, так и в ставки на компенсацию потерь электроэнергии.

В настоящее время большинство исследова­телей выделяют следующие виды перекрестного субсидирования:

  • регулируемые договоры;
  • межтерриториальное субсидирование;
  • аренда «последней мили»;
  • перераспределение необходимой валовой выручки в ставке на содержание;
  • перекрестное субсидирование между одно­ставочным и двухставочным тарифами на высокое напряжение (Трачук А. В., Лин­дер В., 2017; Селляхова О., 2012; Ряпин И., 2013а).

В работе рассчитана общая сумма перекрест­ного субсидирования за 2011-2015 годы с раз­бивкой по видам (Трачук А. В., Линдер Tl. В., Золотова И.Ю. и др., 2017) (табл. 3).

Таким образом, за последние пять лет объ­емы перекрестного субсидирования удалось снизить на 6,92 млрд руб., или на 2%. В основ­ном это произошло за счет сокращения объемов переплаты потребителями «последней мили» (на 37,9 млрд руб., или в 3,5 раза). Также объем перекрестного субсидирования в ставке на опла­ту потерь электроэнергии снизился на 4,32 млрд руб., или на 14,8%.

К негативным тенденциям следует отнесли увеличение объемов перекрестного субсиди­рования, осуществляемого через регулируемые договоры на электроэнергию и мощность, на 11,2млрд руб., или 18,3%, и предельной ве­личины перекрестного субсидирования, «зало­женного» в сетевые тарифы, на 24,1 млрд руб., или 11,7%.

Таким образом, стоимость электроэнергии для промышленных предприятий продолжает расти, в связи с чем некоторые компании при­нимают решение полностью или частично от­казаться от потребления электроэнергии из цен­трализованного источника и начать собственную электрогенерацию.

Методология моделирования перехода на собственную генерацию электроэнергии

Для того чтобы ответить на вопрос, явля­ется ли экономически оправданным для про­мышленных предприятий различных отраслей переход на собственную генерацию электро­энергии при сложившемся и прогнозируемом уровне цен на электроэнергию с учетом пере­крестного субсидирования и при условии его полного сокращения, мы рассчитали среднюю цену 1 кВт-ч в этих двух условиях, используя данные об известных объемах перекрестного субсидирования. Результаты, рассчитанные на основе данных Росстата, представлены в табл. 4 (Российский статистический ежегод­ник, 2016).

В 2015 году стоимость 1 кВт-ч для промыш­ленных предприятий разных отраслей варьирова­ла. Поскольку мы не располагаем статистически­ми данными об объемах потребления и уровне цен на электроэнергию за 2016-2017 годы, мы представим прогнозные величины, как и данные до 2021 года. Для прогнозирования необходи­мых показателей мы используем метод наимень­ших квадратов, который позволяет построить прогноз на основе имеющихся данных и являет­ся одним из наиболее простых методов, дающих точные результаты. Горизонт планирования со­ставляет 4 года (без учета 2016 и 2017 годов).

Согласно Д. Китчину, существуют кратко­срочные экономические циклы продолжитель­ностью 3-4 года, поскольку, согласно совре­менной экономической теории, информация, влияющая на принятие компаниями решения о существенном сокращении или же увеличе­нии объема производства, запаздывает по вре­мени. Следовательно, сложившийся средний уровень производства, а значит, и потребления электроэнергии на предприятиях отрасли сохра­нит прежнюю динамику примерно на 3-4 года, именно поэтому мы выбрали такой период про­гнозирования.

Для того чтобы определить экономическую целесообразность строительства собственной электростанции при потребности в электроэнергии не более 25 МВт, что позволило бы постро­ить мини-ТЭЦ, проведем расчет стоимости элек­троэнергии на 1 кВт-ч и сравним полученный результат со стоимостью электроэнергии, за­купаемой на оптовом рынке для пяти компаний различных отраслей. Информацию о необходи­мой установленной электрической мощности для компаний мы взяли из доступных источни­ков, после чего провели расчет сроков окупае­мости проектов по строительству собственных электростанций и сравнили их значения для от­раслей с целью выявить наиболее привлекатель­ные отрасли для строительства мини-ТЭЦ.

Мы рассчитали показатели для ОАО «Урал­электромедь», для других компаний данные рас­считываются аналогичным образом. В качестве кейсов для сельскохозяйственной отрасли рас­считывались данные для агрокомплекса «Горь­ковский», где потребность в электроэнергии со­ставила 3 МВт, в отрасли оптовой и розничной торговли - для ООО «Лента» с потребностью в электроэнергии 11 МВт, в отрасли связи - ФГУП «Российская телевизионная радиопере­дающая сеть» с потребностью 8 МВт.

ОАО «Уралэлектромедь» - головное пред­приятие цветной металлургии в составе ОАО «Уральская горно-металлургическая компания». Основными видами деятельности являются:

  • добыча медной руды;
  • производство черновой меди;
  • производство катодов медных;
  • производство медного электролитического порошка и изделий из него;
  • производство медного купороса и никеля сернокислого;
  • производство золота и серебра в слитках, концентрат металлов платиновой группы, селена, теллура;
  • производство сплавов на свинцовой основе.

Одна из производственных площадок компа­нии находится в городе Верхняя Пышма Сверд­ловской области, потребность в электроэнергии составляет 25 МВт (АО «Уралэлектромедь», [б. г.]). Для постройки собственной генерации на предприятии необходимо произвести под­ключение к источнику топлива. В качестве то­плива мы выбрали природный газ как наиболее распространенный вид топлива для собствен­ных электростанций.

В России цена на природный газ значитель­но ниже мировых, в 2015 году цена составила 5,5 руб. / м3, за предыдущий год она выросла на 8%. Так как в себестоимости электроэнергии, выработанной на объектах собственной генера­ции на предприятии, большую часть составля­ет стоимость газа, то при увеличении его цены себестоимость электроэнергии также будет воз­растать. При постройке собственной электро­станции предприятие должно будет нести по­стоянные эксплуатационное затраты, размер которых не зависит от количества вырабатыва­емой электроэнергии и тепла (заработная плата обслуживающего персонала, плановое обслужи­вание и ремонт и т. д.).

При расчете окупаемости мини-ТЭЦ важно учесть все затраты, которые будет нести соб­ственник в процессе работы газопоршневой электростанции. При расчете итоговой себе­стоимости производимой электроэнергии не­обходимо учитывать не теоретические цены на заводе-изготовителе, а реальную стоимость запасных частей, их транспортировку и тамо­женную очистку.

Данный расчет построим на примере элек­тростанции Guascor SFGM 560, так как сто­имость обслуживания газопоршневых элек­тростанций Guascor - одна из самых низких в России. При расчете использованы следующие исходные данные:

  • Стоимость газа - 5500руб. с НДС за 1000 нм3, теплотворная способность - 33,5 МДж/нм3.
  • Стоимость масла - 230руб. с НДС за 1 л.
  • Курс евро - 63 руб./евро.
  • 1 год - 8000 рабочих моточасов.
  • Все цены даны с учетом НДС 18%.

Для определения итоговой себестоимости вырабатываемой электроэнергии используется методика с включением основных групп затрат.

Затраты на газ. Расход газа для электро­станции Guascor SFGM 560 мощностью 1025 кВт составляет 278,01 нм3/ч при 100%-ной на­грузке. Затраты определяются по формуле:

FG / 1000 нм3  / P = 278,01× 5500 / 1000 / 1025 = 1,49 руб. на 1 кВт-ч,

где F - расход топлива заданной калорийно­сти; G - стоимость газа за 1000 нм3 с НДС; P - мощность.

Затраты на замену масла. В газопоршневой электростанции Guascor SFGM 560 мощностью 1025 кВт замену масла нужно проводить каждые 1250 моточасов (чаще всего) или реже, в зави­симости от условий эксплуатации. Объем масла на замену составляет 232 л. Для расчетов при­меним самый частый период замены - 1250 ч. Затраты на замену масла определяются по фор­муле:

LC / R / P =232×230 / 1250 / 1025= 0,041 руб. на 1 кВт-ч.

где L - объем меняемого масла; С - стоимость 1 л; R - регулярность замены.

Затраты на угар масла. Каждая газопорш­невая электростанция нуждается в пополнении масла, которое сгорает в камере сгорания га­зового двигателя. Расчетное количество мас­ла на угар составляет 0,2 г на выработанный 1 кВт-ч. Затраты на угар масла рассчитываются по формуле:

VC / 1000=0,2× 230 / 1000= 0,046 руб. на 1 кВт-ч, где V – объем масла на угар

Затраты на запасные части, включая ка­питальный ремонт. Для определения итого­вых затрат на запасные части следует учесть полную потребность в них в течение всего жизненного цикла газопоршневой электро­станции, включая капитальный ремонт. Пред­полагаемые затраты должны обеспечить бес­перебойное функционирование электростанции до и после капитального ремонта. Для элек­тростанции Guascor мощностью 1025 кВт стоимость всех запасных частей составляет 410000 евро с НДС и таможенной очисткой. Итоговая себестоимость запасных частей, отно­симая на себестоимость 1 кВт-ч, определяется по формуле:

SE / O / P = 410 000 × 63 руб. / 64 000 / 1025 = 0,39 руб. на 1 кВт-ч,

где S - стоимость запасных частей, евро; E - курс евро; О - ресурс до капитального ремонта, ч.

Затраты на услуги обслуживающей орга­низации, проводящей регламентные сервис­ные работы. Для расчета затрат на сервисные работы нужно использовать расценки органи­зации, сертифицированной заводом-изготовителем на проведение этих работ. Это обеспечит не только сохранение гарантии на оборудование, но и проведение сложных работ.

При расчете мы учитываем, что все квали­фицированные работы продолжает выполнять персонал сторонней организации, обладающий высокой квалификацией, имеющий дорогой профессиональный инструмент, суммарная стоимость которого может составлять не­сколько миллионов рублей. Выполнение части сервисных работ силами персонала заказчика при условии специального обучения или до­полнительно нанятого персонала более высокой квалификации позволит снизить стоимость за­трат. Тем не менее базовый расчет будем про­водить в условиях, когда компания-заказчик не осуществляет сервисные работы самостоя­тельно.

Для электростанции Guascor SFGM 560 суммарные затраты на сервисное обслужива­ние, включая капитальный ремонт, составляют 48000 евро с НДС. Сервисная составляющая в себестоимости электроэнергии определяется по формуле:

ME / I / P = 48 000 × 63 / 64 000 / 1025 = 0,046 руб. на 1 кВт-ч.

где M - сумма затрат, включая капитальный ре­монт; I - межремонтный интервал.

 

Таблица 5

Сравнение цены за 1 кВт-ч электроэнергии и экономии для предприятий различных отраслей

Отрасль

Перекрестное субсидирование

Без перекрестного субсиди­рования

Цена, руб.

Экономия, руб.

Цена, руб.

Экономия, руб.

Сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство

2.77

1.43

2.24

0.9

Промышленное производство

2.02

0.68

1.64

0.3

Строительство

1.88

0.54

1.88

0.54

Оптовая и розничная торговля

1.50

0.16

1.20

-0.14

Транспорт и связь

2.92

1.58

2.35

1.01

Затраты на выплату налога на имущество. Определим затраты на налог исходя из средней стоимости строительства ТЭЦ в размере 50 млн руб. за 1 МВт «под ключ». Затраты определяют­ся по формуле:

АT / 100 % / P / 8000 час / год = 50 000 000 × 2,2 / 100 / 1025 / 8000 = 0,13 руб. на 1 кВт-ч,

где А - стоимость строительства; T - налог, %,

Амортизационные от­ числения. Включение затрат на амортизационные отчисления подразумевает, что в процессе эксплуатации электростанций амортизируют­ся средства, которые могут быть потрачены на полное обновление энергоблока после вы­работки его ресурса (3-4 капитальных ремонта, 240 000 - 300 000 моточасов). Затраты определя­ются по формуле:

А/ W / P = 50 000 000 / 240 000 / 1025 = 0,2 руб. на 1 кВт-ч,

где W- полный ресурс.

Поправка за счет утилизируемого тепла. Параллельно с выработкой электрической энер­гии каждая электростанция мощностью 1025 кВт производит выработку тепловой энергии в количестве до 1325 кВт-ч. Для производства такого же количества тепла в котельной по­требовалось бы сжечь 140 нм3 газа теплотвор­ной способностью 33,5 МДж/нм3. Таким обра­зом, за счет утилизации тепла от работающего двигателя каждая электростанция экономит: 140×5500 / 1000 / 1025 = 0,751 руб. на 1 кВт-ч.

Итоговая себестоимость складывается из суммы всех затрат на производство электро­энергии (газ, масло, сервис, работы, налоги, амортизация) и экономии средств за счет утили­зации тепла:

  • без учета утилизируемого тепла: 1,49 руб. + 0,041 + 0,046 + 0,37 + 0,046 + 0,13 + 0,2= 2,323 руб. на 1 кВт-ч;
  • с учетом утилизируемого тепла: 1,49 руб. + 0,032 + 0,036 + 0,28 + 0,033 + 0,08 + 0,12– 0,751 = 1,32 руб. на 1 кВт-ч.

Расчет срока окупаемости. Мини-ТЭЦ как альтернатива внешней сети. Если на объ­екте нет централизованного электроснабжения в полном объеме, необходимо рассчитывать срок окупаемости не всей мини-ТЭЦ, а разницы между стоимостью строительства и стоимостью организации внешнего электроснабжения (под­ключение, трасса, лимиты и т. д.). На некоторых объектах стоимость подключения внешней сети может быть выше, чем стоимость строительства мини-ТЭЦ. Поэтому окупаемость проекта на­ступает сразу по факту включения мини-ТЭЦ в работу, с каждым выработанным киловаттом в час собственник получает дополнительную прибыль.

Мини-ТЭЦ как дополнение к внешней сети. Если на объекте уже организовано полное внеш­нее электроснабжение и ТЭЦ рассматривается только как средство снизить затраты на электри­чество, необходимо сравнить затраты на произ­водство и покупку электроэнергии.

В 2017 году при средней стоимости покуп­ки электроэнергии от сетей в размере 2,027руб. с НДС за 1 кВт-ч для компании, занятой в про­мышленном производстве, экономия при выра­ботке I кВт-ч электроэнергии с учетом полной утилизации тепла составит:

N – F = 2,02–1,34= 0,681 руб. на 1 кВт-ч,

где N - стоимость электроэнергии от сетей; F - стоимость производимой электроэнергии в 2017 году.

При строительстве электростанции электри­ческой мощностью I МВт и при равномерной полной загрузке мощностей в 2017 году удастся сэкономить:

H × 8000 час / год × P = 0,681 × 8000 × 1025 = 5 583 300 руб.,

где H - экономия в расчете на 1 кВт-ч.

Для определения стоимости 1 кВт-ч при соб­ственной генерации на 2018 и последующие годы стоимость электроэнергии в 2017 году корректировалась на уровень инфляции по про­гнозу Министерства экономического развития Российской Федерации, аналогично стоимость рассчитывалась для последующих периодов.

Как показали расчеты, для компании в сфе­ре промышленного производства экономия на электроэнергии при строительстве собствен­ной электростанции и при перекрестном субси­дировании наступает в 2017 году, при полной от­мене перекрестного субсидирования экономия меньше почти в 2 раза, но также положительна уже в первый год работы станции.

Также необходимо рассчитать период окупа­емости собственной электростанции. В настоя­щий момент средняя стоимость строительства объекта «под ключ» составляет от 75 млн руб. за 1 МВт в зависимости от мощности и состава используемого оборудования.

Таким образом, при полной загрузке элек­трических мощностей и утилизации тепла срок окупаемости одной ТЭЦ может рассчитываться как частное от деления суммы вложенных инве­стиций на экономию за год.

Результаты расчетов

Для компании ОАО «Уралэлектромедь» срок окупаемости составил 13 лет при пере­крестном субсидировании и 30 лет при его полном отсутствии. Аналогичным образом показатели были рассчитаны для других ком­паний. В ряде отраслей (сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство, транспорт и связь) экономия на строительстве собственной элек­тростанции наибольшая, наименьший срок окупаемости инвестиций: 6 и 10 лет для ком­пании сельскохозяйственной отрасли, 6 и 9 лет для компании в отрасли «Транспорт и связь» при перекрестном субсидировании и в случае его отсутствия.

Наибольший срок окупаемости определен для компании в строительной отрасли (17 и бо­лее 30 лет при наличии и отсутствии перекрест­ного субсидирования соответственно), в оптовой и розничной торговле (более 30 лет при наличии и отсутствии перекрестного субсидирования). Объем экономии на 1 кВт-ч для различных от­раслей представлен в табл. 5 (Российский стати­стический ежегодник, 2016).

При постройке собственной генерации осо­бое внимание стоит уделить вопросам надежно­сти электроснабжения: возникновение нештат­ной ситуации или проведение планового ремонта может вывести объект собственной генерации из строя, сбои в генерации электроэнергии и, как следствие, сбои в операционной деятельно­сти предприятия. Для решения этой задачи необ­ходимо либо рассчитывать постройку генерации с определенным резервом, либо предпринимать меры для подключения к внешним источникам электроснабжения, энергия которых не будет ис­пользоваться в условиях нормального режима работы собственной генерации.

Одной из причин, по которой себестоимость электроэнергии, выработанной на объектах соб­ственной генерации на предприятии (мобильной газотурбинной электростанции или мобильной газопоршневой электростанции) ниже, чем элек­троэнергии, приобретаемой либо у поставщика электроэнергии, либо на оптовом рынке электро­энергии и мощности ОРЭМ, является то, что по­требителю не нужно оплачивать услуги по пере­даче электрической энергии (плата за транспорт) и сбытовую надбавку поставщика. Стоит отме­тить, что услуги на передачу и сбытовая надбав­ка могут составлять до 60% от конечного тарифа на электроэнергии для предприятий.

Выводы и рекомендации

Собственная генерация электроэнергии дает владельцу электростанции возможность про­давать излишки выработанной электроэнергии другим потребителям на розничном рынке элек­троэнергии по договорной цене.

Несмотря на то что использование собствен­ных генерирующих мощностей на сегодняшний день является весьма привлекательным спосо­бом обеспечения предприятия электроэнергией, для ряда отраслей нельзя однозначно считать строительство собственных станций выгоднее покупки электроэнергии.

Наличие нескольких составляющих, из кото­рых складывается конечная цена на электроэнер­гию для оптовых участников оптового рынка, ве­дет к тому, что формирование цены непрозрачно, привлечение государством необходимых инве­стиций для поддержания электростанций и сетей передачи электроэнергии могут приводить к си­туации, когда бизнесу выгоднее искать альтерна­тивные методы энергообеспечения.

Тем не менее позитивная тенденция, свя­занная с сокращением перекрестного субсиди­рования, становится положительным сигналом для компаний, на сегодняшний день разница в цене генерации электроэнергии и покупки ее на ОРЭМе такова, что можно рекомендовать компаниям продолжить закупать электроэнер­гию на рынке или же искать более приемлемые способы энергообеспечения, но не строить соб­ственную электростанцию, которая могла бы полностью обеспечивать компанию электро­энергией.

Как показали расчеты, для компаний различ­ных отраслей срок окупаемости строительства собственной электростанции может отличаться, в связи с чем прежде всего необходимо учитывать, какой деятельностью занимается предприятие. В расчетах учитывалась минимально возможная стоимость строительства электростанции, если оборудование окажется дороже или появятся дру­гие дополнительные затраты, срок окупаемости увеличится. Более того, строительство собствен­ной электростанции требует больших инвестиций (а значит, их нужно будет изъять из производ­ственной цепочки), привлечения дополнительного финансирования. В сложившейся кризисной ситу­ации данный фактор способен привести к сниже­нию платежеспособности компании, ухудшению финансовой устойчивости.

Компании, планирующие строительство соб­ственных генерирующих мощностей на практи­ке, могут не добиться желаемого положительно­го эффекта по следующим причинам:

  • Уровень напряжения для подачи электро­энергии был неверно согласован в договоре оказания услуг. Данный фактор существен­ным образом влияет на величину тарифа по передаче электроэнергии;
  • Схема присоединения объекта генерации электрической энергии к электрическим се­тям была разработана некорректно;
  • Возможны юридические «барьеры», свя­занные с оформлением сбыта электроэнер­гии, произведенной на объекте собственной генерации, прочим потребителям;
  • В связи с публичностью договора техноло­гического присоединения объекта по произ­водству электрической энергии возможны правовые коллизии;
  • Законодательно запрещено совмещение ви­дов деятельности в пределах ценовой зоны оптового рынка электрической энергии и мощности;
  • Существуют тарифные ограничения на реа­лизацию электрической и тепловой энергии потребителям, в том числе входящим в одну группу лиц, в энергосистемах, не имеющих соединения с Единой энергосистемой Рос­сии и не относящихся к технологически изолированным энергетическим системам.

Все перечисленные выше пункты не имеют правового значения, если объект по производ­ству электрической энергии создается исклю­чительно для собственных нужд предприятия и не требует синхронизации с внешней энер­госистемой. Тогда потребитель берет на себя полный контроль и ответственность за процесс производства, передачи, распределения и по­требления электрической энергии, а также са­мостоятельно несет правовые риски, связанные с эксплуатацией опасных производственных объектов.

Несмотря на определенные сложности, доля распределенной генерации электроэнергии в России продолжает расти. В целом, опыт пред­приятий, внедряющих собственную генерацию, позитивен. К примеру, компания «Лукойл - За­падная Сибирь» построила объекты собствен­ной генерации по причине дефицита трансфор­маторной мощности, необходимости повысить надежность электроснабжения, снизить себе­стоимость производимой продукции. Спустя не­сколько лет после установки и запуска объекта экономия на электроэнергии составила 530млн руб. Компания рассчитывает, что в дальнейшем удастся сэкономить еще больше.

ОАО «НЛМК» отметила, что в 2014 году были запущены и работают объекты генерации: ТЭЦ НЛМК, газотурбинная расширительная станция и утилизационная ТЭЦ. Благодаря инвестици­онной программе НЛМК за 1999-2014 годы мощность объектов собственной генерации до­стигла 275 МВт, таким образом, обеспеченность собственной электроэнергией составила 54%, снижение удельного потребления энершресурсов на тонну стали - 19 %, вторичные топливные газы составляют 90% от общего объема топлива. Нa начальном этапе компания столкнулась с ря­дом трудностей. Более двух лет потрачено на за­ключение договора технического присоединения с MPCK и передачу соответствующих полно­мочий в ФСК ЕЭС. Уже в ходе строительства утилизационной ТЭЦ появился проект поста­новления правительства РФ об обязательности работы всех станций мощностью более 25 МВт на оптовом рынке электроэнергии, в финальной редакции постановления были определены ис­ключения, которым соответствуют блок-станции промышленных потребителей, утилизирую­щих вторичные энершресурсы (Постановление 2010). Также определенные проблемы были свя­заны с длительностью процедур согласования с различными органами и сложностью оформле­ния документов: на согласование топливного ре­жима на природный газ потребовалось два года, УТЭЦ потрачено на сдачу объекта надзорным органам и подготовку всех документов, необхо­димых для регистрации права собственности, - еще 1,5 года после запуска.

Далеко не все проекты распределенной энер­гетики дают тот экономический эффект, на ко­торый они были рассчитаны. Основная причина просчетов при реализации проекта по переходу на собственную генерацию - отличие фактиче­ских значений от целевых по следующим кате­гориям: загрузка оборудования, режимы работы, стоимость эксплуатации, стоимость строитель­ства и длительность инвестиционной фазы.

Важно понимать, что на первых этапах реа­лизации проекта глубина проработки напрямую влияет на финансовый и технический результаты. Стоимость технической проработки проекта на на­чальной стадии его реализации составляет при­мерно 1,5-2,0% капитальных затрат на строитель­ство объекта. Однако именно этот этап определяет экономическую и техническую эффективность всего проекта собственной генерации. Бизнес- идею надо прорабатывать с учетом нескольких составляющих: в стоимости электроэнергии от 40 до 60% занимает сетевая составляющая; стои­мость электроэнергии с генераторов включает в себя оплату ДПМ, то есть инвестиционную со­ставляющую; КПД энергосистемы - 36% (малые энергоустановки имеют КПД более 40%); объем сбыта тепла в энергосистеме составляет 30-40%, при строительстве собственной генерации его можно довести до 70-75%. Срок окупаемости строительства новых мощностей в энергосистеме РФ - не менее 7-10 лет при доходности не выше 14%. Соответственно, даже успешный проект по созданию собственной генерации ухудшает финансовую отчетность предприятия.

Существенное влияние на выбор генериру­ющего оборудования оказывает эффективность энергосистемы в каждом районе, что связано с большой территориальной протяженностью территории РФ и разнообразием климатических и географических условий. Все это приводит к необходимости корректного выбора основного генерирующего оборудования.

Об авторе

Т. В. Ховалова
ООО «КПМГ Налоги и консультирование»
Россия
Консультант отдела управленческого консультирования ООО «КПМГ Налоги и консультирование». Область научных интересов: электроэнергетика, региональная экономика.


Список литературы

1. Аналитический центр при Правительстве Российской Федерации ( [б.г.]). URL http://ac.gov.ru.

2. АО «Уралэлектромедь» ( [б.г.]). URL: http://www.elem.ru.

3. Арузманов И. (2013) Камень преткновения в отрасли – это перекрестное субсидирование // Коммерсант. 20 мая.

4. Володин Ю. В., Линдер Н. В. (2017) Тарифная политика и перекрестное субсидирование в электро- и теплоэнергетике // Стратегии бизнеса. № 1. С. 37–47.

5. Ворожихин В. (2013) Организационно-экономические механизмы развития энергетики. Saarbrücken: LAP LAMBERT Academic Publishing. 245 с.

6. Гительман Л. Д. (2013) Экономика и бизнес в электроэнергетике. М.: Экономика. 432 с.

7. Долматов И., Золотова И. (2015) Сколько стоит избыточная мощность генераторов? // ЭнергоРынок. № 8. С. 32–35.

8. Единая энергетическая система России: промежуточные итоги: декабрь 2015 г. (2016) // Информационный обзор. Системный оператор Единой энергетической системы. URL:http://so-ups.ru / fileadmin / files / company / reports / ups-review / 2017 / ups_review_dec16.pdf.

9. Журавлева С. Н., Попов К. А., Лисицын И. М. (2014) Развитие системы ценообразования в строительстве объектов электроэнергетики // Надежность и безопасность энергетики. № 15. С. 21–24.

10. Зыкова Т. (2016) Эксперимент по соцнормам на потребление электричества населением зашел в тупик // Российская газета. 22 мая. URL: https://rg.ru / 2016 / 05 / 22 / sp-vvedenie-socnormy-potrebleniia-elektrichestva-ne-privodit-k-ekonomii.html.

11. Королев И. А., Хабачев Л. Д. (2013) О направлениях и принципах ликвидации системы перекрестного субсидирования в электроэнергетике // Научно-технические ведомости СПбГПУ. Экономические науки. № 6–1. С. 54–64.

12. Кривошапка И. (2013) Распределенная генерация в России: конкурент большой энергетике или способ залезть в карман потребителей? // Энергетика и промышленность России. № 5. С.25–33.

13. Павлов Н. П. (2013) Тупик перекрестного субсидирования // Эксперт. URL: http://expert.ru / expert / 2013 / 16 / tupik-perekrestnogo-subsidirovaniya / .

14. Постановление Правительства РФ от 25.02.2014 № 136 «О внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации по вопросам установления и применения социальной нормы потребления электрической энергии (мощности)» // Правительство России URL: http://static.government.ru / media / files / 41d4c330af80696e8b86.pdf.

15. Постановление Правительства РФ от 27.12.2010 № 1172 (ред. от 02.09.2017) «Об утверждении Правил оптового рынка электрической энергии и мощности и о внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации по вопросам организации функционирования оптового рынка электрической энергии и мощности» // КонсультантПлюс. URL: http://www.consultant.ru / document / cons_doc_LAW_112537 / .

16. Приказ ФСТ России от 18.03.2015 г. № 421‑э «Об утверждении Методических указаний по определению базового уровня операционных, подконтрольных расходов территориальных сетевых организаций, необходимых для осуществления регулируемой деятельности, и индекса эффективности операционных, подконтрольных расходов с применением метода сравнения аналогов и внесении изменений в приказы ФСТ России от 17.02.2012 № 98‑э и от 30.03.2012 № 228‑э» // КонсультантПлюс. URL: http://www.consultant.ru / document / cons_doc_LAW_179030 /

17. Российский статистический ежегодник (2016): Стат. сб. / Росстат.М. 725 с.

18. Ряпин И. (2013а) Перекрестное субсидирование в электроэнергетике: итог пятнадцатилетней борьбы / Энергетический центр Московской школы управления «Сколково». М. 97 с.

19. Ряпин И. (2013б) Риски «большой» электроэнергетики: уход потребителей на самостоятельное обеспечение электроэнергией как результат недоработки реформы / Энергетический центр Московской школы «Сколково». М. 117 с.

20. Селляхова О. (2012) Перекрестное субсидирование и социальная норма электропотребления // Эффективное Антикризисное Управление. № 6. С. 32–48.

21. Системный оператор Единой энергетической системы («СО ЕЭС») ( [б.г.]). URL: http://www.so-ups.ru / index.php?id=markets.

22. Трачук А. В. (2010а) Реформирование электроэнергетики и развитие конкуренции. М. С. 44–49.

23. Трачук А. В. (2010б) Риски роста концентрации на рынке электроэнергии / Энергорынок. № 3. С. 28–37.

24. Трачук А. В. (2011) Реформирование естественных монополий: цели, результаты и направления развития. М. 320 с.

25. Трачук А. В., Линдер Н. В. (2017) Перекрестное субсидирование в электроэнергетике: подходы к моделированию снижения его объемов // Эффективное Антикризисное Управление. № 1 (100). С. 24–35.

26. Трачук А. В., Линдер Н. В., Золотова И. Ю. и др. (2017) Перекрестное субсидирование в электроэнергетике: проблемы и пути решения. СПб.: Реальная экономика. 121 с.

27. Федеральный закон от 26.03.2003 № 35‑ФЗ (ред. от 29.07.2017) «Об электроэнергетике» // КонсультантПлюс. URL:http://www.consultant.ru / cons / cgi / online.cgi?req=doc&base=LAW&n=221345&fld=134&dst=1000000001,0&rnd=0.9639155688799745#0.

28. ФСГС РФ [б.г.]. URL: http://www.gks.ru.

29. Черезов А. В. (2016) Основные результаты функционирования объектов электроэнергетики в 2015 году. М.: Минэнерго России. 72 с.


Для цитирования:


Ховалова Т.В. Моделирование эффективности перехода на собственную генерацию. Стратегические решения и риск-менеджмент. 2017;(4-5):44-57. https://doi.org/10.17747/2078-8886-2017-4-5-44-57

For citation:


Khovalova T.V. Modeling of economic feasibility of transition to own power generation. Strategic decisions and risk management. 2017;(4-5):44-57. (In Russ.) https://doi.org/10.17747/2078-8886-2017-4-5-44-57

Просмотров: 198


ISSN 2618-947X (Print)
ISSN 2618-9984 (Online)