Экономический механизм государственного регулирования инвестиционных процессов в электроэнергетике тема диссертации по экономике, полный текст автореферата

Автореферат диссертации по теме "Экономический механизм государственного регулирования инвестиционных процессов в электроэнергетике"

На правах рукописи

Янкилевский Андрей Рафаиловнч

«Экономический механизм государственного регулирования инвестиционных процессов в электроэнергетике»

Специальность 08.00.05 - «Экономика и управление народным хозяйством» (специализация: экономика, организация и управление предприятиями, отраслями, комплексами промышленности)

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата экономических наук

Москва - 2004

Работа выполнена в ФГУП «Институт микроэкономики»

Научный руководитель: доктор экономических наук,

профессор Кузовкин Анатолий Ильич

Официальные оппоненты: доктор экономических наук,

профессор Волконский Виктор Александрович

кандидат экономических наук Голубченко Валерий Павлович

Ведущая организация: Государственный университет управления

Защита состоится «Ш-ОМуЯ 2004 Г. часов на заседании

диссертационного советаД217.044.01 при ФГУП «Институт микроэкономики» По адресу: 117218, г. Москва, Большая Черемушкинская ул., дом 34, ауд. 317

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ФГУП «Институт микроэкономики».

Автореферат разослан

чМ* ¿иОЛ*-2004 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, кандидат экономических наук

Афонина И.А.

I. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ИССЛЕДОВАНИЯ

Актуальность темы

В обеспечении нормального функционирования любой современной экономической системы важная роль принадлежит государству. Государство на протяжении всей истории своего существования наряду с задачами поддержания порядка, законности, национальной обороны выполняло определенные функции в сфере экономики. Государственное регулирование экономики имеет долгую историю - даже в период раннего капитализма в Европе существовал централизованный контроль над ценами, качеством товаров и услуг, процентными ставками и внешней торговлей. В современных условиях любое государство осуществляет регулирование национальной экономики, с различной степенью государственного вмешательства в экономику. Объективная возможность государственного регулирования появляется с достижением определенного уровня экономического развития, концентрации производства и капитала. В современных условиях государственное регулирование экономики является составной частью воспроизводства.

Развитие энергетики для жизнедеятельности России имеет первостепенное значение. Энергетический сектор экономики связан сложными и разнообразными взаимоотношениями с государственным бюджетом. Государственная инвестиционная политика предусматривает поддержку и финансирование ряда инвестиционных программ.

Несмотря на ограничения прямого бюджетного финансирования, государственная поддержка инвестиций в энергетике не предусматривает отказа от инвестиций, осуществляемых под контролем государства. В частности, инвестиционные программы развития атомной энергетики, единой национальной электрической сети, системы магистральных газопроводов, нефтепроводов будут рассматриваться и утверждаться Правительством Российской Федерации и финансироваться за счет собственных средств организаций и привлеченных средств инвесторов при обеспечении с использованием регулируемых цен (тарифов) на услуги соответствующих организаций экономически обоснованной доходности инвестиционного капитала.

В «Энергетической стратегии России на период до 2020 года», утвержденной Распоряжением Правительства Российской Федерации от 28 августа 2003 г. № 1234-р отмечается, что износ активной части фондов в электроэнергетике составляет 60-65%

процентов. Наличие в энергосистемах изношенного, выработавшего свой ресурс оборудования, доля которого уже превысила 15 процентов всех мощностей, и отсутствие возможности его восстановления связан с технологическими отказами, авариями и, как следствие, снижением надежности электроснабжения.

Для обеспечения прогнозируемых уровней электро- и теплопотребления при оптимистическом и благоприятном вариантах развития экономики необходимо развитие генерирующих мощностей на электростанциях России (с учетом замены и модернизации) в 2003-2020 годах, по оценкам, не мене 177 млн. кВт, при умеренном варианте развития экономики ввод в действие генерирующих мощностей составит 121 млн. кВт. Указанные величины могут быть уменьшены в случае принятия решения о продлении срока службы имеющихся генерирующих мощностей, однако при этом снизится надежность энергоснабжения потребителей и экономичность работы электростанций.

Для обеспечения требуемых вводов энергомощностей необходимо принципиальное изменение действующих экономических механизмов инвестиционной деятельности. Опыт инвестиционной деятельности РАО «ЕЭС России» и ФГУП «Концерн «Росэнергоатом», а также структурное реформирование российской энергетики, проводимое в рамках принятого пакета законов об электроэнергетике, показывает на объективную необходимость принципиального изменения к подходу формирования инвестиционных средств для развития энергетики и энергоснабжения.

Целью диссертационного исследования является разработка экономического механизма государственного регулирования инвестиционных процессов в электроэнергетике, обеспечивающих надежное энергоснабжение страны на долгосрочный период. Для достижения этой цели в работе решались следующие задачи: —анализ инвестиционных процессов в электроэнергетике России; -анализ принятой концепции реформирования электроэнергетики с точки зрения обеспечения инвестиционного процесса, системной надежности и энергетической безопасности страны;

- анализ зарубежного опыта инвестиционной деятельности в электроэнергетике; —разработка методических подходов к совершенствованию экономических механизмов; государственного регулирования инвестиционными процессами и повышению эффективности инвестиций в электроэнергетике;

-разработка предложений по системе государственного мониторинга инвестиционных программ электроэнергетических компаний.

Объект исследования:

Электроэнергетические компании России независимо от их организационно-правовых форм (ОАО РАО «ЕЭС России», ФГУП «Концерн «Росэнергоатом», АО-энерго, АО-электростанций, ОАО «ФСК ЕЭС», ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС»).

За последние годы 10 лет ежегодные инвестиции в электроэнергетике сократились в 4 раза, а вводы мощностей в среднем в 5 раз по сравнению с 1980-мы годами.

Предмет исследования - экономический механизм инвестиционных процессов в электроэнергетике.

Теоретическая и методологическая основа исследования базируется на трудах ведущих отечественных и зарубежных ученых, посвященных проблемам инвестиционной и хозяйственной деятельности энергетических предприятий, государственному регулированию инвестиционных процессов в электроэнергетике.

Работа основывалась на законодательной и нормативно-правовой базе Российской Федерации, регламентирующей инвестиционную деятельность энергетических предприятий и пути реформирования российской электроэнергетики.

Научную новизну имеют следующие основные результаты, полученные в ходе диссертационного исследования и составляющие предмет защиты:

-на основе комплексного анализа инвестиционных процессов в электроэнергетике зарубежных стран и России, включая анализ хода строительства отдельных электростанций и линий электропередачи дано обоснование необходимости эффективного участия государства в инвестиционной деятельности в электроэнергетике для обеспечения надежного, бездефицитного энергоснабжения страны;

-разработка методических подходов к совершенствованию государственного регулирования инвестиционной деятельности в электроэнергетике, включая обоснование создания государственного бюджетного фонда развития энергетики и энергообеспечения;

-разработка методологии и организации системы мониторинга инвестиционных программ развития электроэнергетики.

Достоверность результатов работы подтверждается данными Госкомстата РФ, Минэнерго Росии, РАО «ЕЭС России», концерна «Росэнергоатом», независимых производителей.

Практическая значимость исследования заключается в том, что разработанные методические подходы и рекомендации по совершенствованию экономических механизмов государственного регулирования инвестиционными процессами в электроэнергетике направлены на повышение эффективности инвестиционной деятельности электроэнергетических компаний и обеспечению гарантированной надежности энергообеспечения страны. Результаты исследования были использованы Минэнерго России при прогнозировании развития электроэнергетики, экспертизе проектов, разработке и контроле за выполнением инвестиционных программ ОАО РАО «ЕЭС России» и ГК «Росэнергоатом», независимых производителей в 2002-2004гг., Программы которых были согласованы Правительством России и утверждены соответствующими Постановлениями ФЭК Росси.

Реализация и апробация результатов работы.

Результаты работы были применены при разработке, реализации и мониторинге инвестиционных программ энергетических компаний в Минэнерго России и ФЭК России в 2002-2004 гг.

Основные результаты работы докладывались автором на Научно-практической конференции по проблемам взаимодействия электроэнергетических систем государств-членов ЕврАзЭС 24-26 июня 2003 г., на заседании секции экономики топливно-энергетического комплекса Ученого Совета ФГУП «Институт микроэкономики» 20 мая 2004 года.

Публикации. По теме диссертационного исследования опубликовано 7 работ общим объемом 4,8 пл.., в том числе лично автором 4,5 п. л.

Объем и структура работы. Диссертация состоит из введения, трех глав, заключения, списка литературы и приложений, содержит 166 страниц машинописного текста, включая 39 таблиц.

II. Основное содержание работы

Во введении обоснована актуальность темы диссертация, сформирована цель, задачи, объект, предмет, а также научная новизна и практическая значимость работы.

В первой главе работы «Анализ опыта инвестирования зарубежной и российской электроэнергетики» даны результаты анализа опыта инвестирования зарубежной и российской электроэнергетики, анализ зарубежного и отечественного опыта управления инвестиционным процессом развития электроэнергетики, организации финансирования инвестиционных проектов;

По своему составу набор основных источников финансирования для любой крупной энергетической компании в развитых странах достаточно стандартен и состоит из ее внутренних источников (собственные средства, включающие, как правило, амортизационные отчисления, нераспределенную прибыль и доходы от продажи фондов компании) и внешних источников (акционерный капитал и заемные средства в виде облигационных займов и банковских кредитов, включая иностранные).

Доля собственных средств электроэнергетических компаний развитых стран находится в пределах 30-40%, а на заемные средства приходится 60-70%. В США и Великобритании основную часть заемных средств получают с помощью долгосрочных облигационных займов, а в европейских странах и Японии - банковских кредитов. Меньшая доля заемных средств электроэнергетических компаний во всех развитых странах приходится на эмиссию акций.

Основное предназначение облигационных займов - финансирование строительства новых производственных мощностей, и поэтому срок погашения облигаций устанавливается сравнимым со сроком жизни капиталовложения (обычно 25-30 лет). Долг может быть выплачен по частям или в конце заемного периода. Проценты, уплачиваемые владельцам облигаций, рассматриваются как элемент затрат на обслуживание капитала и исключаются из налогооблагаемого дохода компании. В США на облигационные займы к концу 90-х годов приходилось почти 60% всех заемных ресурсов. В Канаде эта доля превосходила одну треть.

В России основным источником финансирования инвестиций электроэнергетических компаний являются собственные средства, включаемые в тарифы на электрическую и тепловую энергию. Доля заемных средств незначительна (порядка 10-15%). Однако, в условиях происходящего реформирования

электроэнергетики России следует ожидать значительного повышения доли заемных средств.

Анализ зарубежного опыта управления инвестиционным процессом и развития электроэнергетики будет полезен для российской электроэнергетики. После принятых в марте 2003 г. пакета законов по реформированию электроэнергетики в сторону ее либерализации (приватизации, реструктуризации, введения конкурентного рынка производителей электроэнергии при отмене государственного регулирования тарифов для генерирующих компаний) необходимо изучить положительные и негативные последствия начавшейся в начале 90-х годов прошедшего века либерализации электроэнергетики на инвестиционные процессы в зарубежных странах.

Процесс реформирования ни в одной из стран еще нельзя считать завершенным. Имеются как положительные примеры, главным образом, в отношении снижения издержек действующих электростанций (включая вывод из эксплуатации наименее эффективных), так и отрицательные, связанные преимущественно с недостаточными вводами (инвестированием) новых электростанций генерирующими компаниями и образованием дефицита мощностей и электроэнергии и ухудшением координации управления энергосистемами. В качестве последних примеров можно указать энергетические кризисы в Калифорнии в 2000-2001 гг. и в Бразилии в 2001 г., Норвегии в 2002 г., США и Канаде в 2003 г.

Недостаток ввода мощностей связан с риском для инвесторов не окупить капиталовложения из-за длительного срока строительства и конкуренции на рынке электроэнергии.

Переложение инвестиционных рисков с инвесторов возможно и на потребителей. В этом плане могут рассматриваться ряд возможных решений:

• введение инвестиционной составляющей в тарифы на электроэнергию, и распределение ее на всех потребителей энергосистемы - регулируемой монополии. По оценкам ученых Института систем энергетики им. Л.А. Мелентьева СО РАН для условий России это может привести к росту тарифов до 2,5-3,5 цент/кВт ч к 2010-2015 гг. вместо 4,5-6,0 цент/ кВтч в случае свободного ценообразования и привлечения частных инвестиций. В условиях нерегулируемого рынка частные инвестиции должны окупаться за счет продажи электроэнергии только одной данной (новой) электростанции относительно небольшой группе ее потребителей в отличие от регулируемой монополии, которая распределяет инвестиции на строительство электростанции на всех

своих потребителей. Рациональным организационным решением в этом случае является создание независимого инвестиционного фонда;

• введение норматива резервной мощности, которую должны поддерживать генерирующие компании, сетевая компания или системный оператор в зависимости от особенностей структурной организации электроэнергетики. Обоснование величины такого норматива должно производиться, исходя из требуемого уровня обеспечения надежности электроснабжения потребителей. Затраты на создание и содержание резервной мощности включаются в тарифы на электроэнергию;

• введение ставки за мощность в структуру тарифа на электроэнергию, т.е. использование двухставочных тарифов. Организационной формой реализации такого решения может быть рынок мощности, в том числе (или отдельно) рынок резервной мощности как услуги по обеспечению надежности электроснабжения потребителей.

В качестве одного из возможных решений рассматривается создание так называемого стратегического резерва мощности, независимого от рынка электроэнергии. Предполагается, что такой стратегический резерв должно поддерживать государство как гарант надежного обеспечения электроэнергией потребителей. В работе предлагается этот подход для российской энергетики.

Специального рассмотрения заслуживают возможности страхования или, в более общей формулировке, возмещения инвестиционных рисков. Фактически это своего рода частичное переложение рисков на специальные страховые фонды, реализуемое, однако за счет средств инвестора в виде его страховых взносов. Система возмещения рисков широко развита применительно к аварийным и другим чрезвычайным ситуациям, в том числе, в энергетике. В части инвестиционных проблем в электроэнергетике этот подход пока недостаточно востребован как в зарубежных странах, так и в России.

Опыт зарубежных стран показывает, что в условиях дерегулирования электроэнергетики происходит снижение резервов и ввода новых генерирующих мощностей. Например, в Единой энергосистеме Западной Европы резерв мощностей снизился с 20% в 2000 г. до 16% в 2004 г. При этом в структуре вводов преобладают новые малозатратные высокоэффективные электрогенерирующие установки. Вводы капиталоемких гидравлических, атомных и угольных электростанций существенно снижены либо отсутствуют. Получает развитие распределенная генерация. Снижается диверсификация топливоснабжения электростанций. Формируются транснациональные

энергокомпании за счет расширения сферы деятельности американских и западноевропейских компаний.

Хотя до калифорнийского кризиса общераспространенным было мнение о том, что сфера генерации электроэнергии должна быть полностью отдана на откуп рыночным силам, в некоторых странах для обеспечения требуемых объемов генерирующих мощностей использовался специальный механизм, состоящий в том, что владелец мощностей получает специальную плату (дополнительно к доходу от продажи электроэнергии) за наличие у него мощностей независимо от того, загружены эти мощности или нет. Такая плата может быть фиксированной, как, например, принято в Испании, Колумбии и Аргентине, либо переменной, как было в Англии и Уэльсе.

Существует мнение, что специальная плата за мощность не должна устанавливаться, поскольку она препятствует появлению на рынке новых производителей и современного оборудования, поддерживает существующих производителей независимо от их эффективности, создает условия для манипулирования на рынке со стороны производителей. Однако отказ от нее в рамках новой систем организации электроэнергетического рынка NETA в Англии и Уэльсе, насколько известно, привел к замораживанию вводов новых мощностей.

В последнее время начинает осознаваться необходимость разработки специальной организационной системы, реализующей функции управления развитием и инвестированием дерегулированных энергокомпаний. В частности, в формулирующемся Федеральной энергетической комиссией США и широко обсуждаемом в настоящее время Своде правил по организации, функционированию и развитию электроэнергетических рынков предлагается система правил и процедур для регламентации (регулирования) процесса развития либерализованных энергокомпаний.

Реализация системы управления инвестированием и развитием либерализованной электроэнергетики означает необходимость рационального сочетания рыночных механизмов и государственного регулирования в процессе инвестиционного обеспечения развития отрасли. Проведенный в данной главе анализ позволяет создать основу для формирования механизмов, правил и процедур развития и инвестирования электроэнергетики России в условиях ее либерализации.

В плане формирования регулируемой государством системы управления развитием электроэнергетики представляют интерес предложения, сформулированные применительно к электроэнергетике Китая. Суть этих предложений состоит в том, что на первом этапе разрабатывается государственная стратегия развития

10

электроэнергетики, исходя из общегосударственных интересов, а на втором этапе энергокомпании разрабатывают свои стратегические планы развития, руководствуясь рыночными критериями и методами, учитывая, однако, при этом требования, сформулированные в результате разработки государственной стратегии развития отрасли на первом этапе.

Во второй главе «Методологические основы формирования экономического механизма государственного регулирования инвестиционных процессов в электроэнергетике» разработаны принципы инвестиционной политики в реформируемой электроэнергетики России и формирования государственного бюджетного фонда развития электроэнергетики и энергосбережения, разработаны схемы обеспечения инвестиций и методология мониторинга инвестиционных программ развития электроэнергетики в условиях ее реформирования.

Концепция реформирования электроэнергетики России предполагает функциональное разделение существующих вертикально-интегрированных компаний (РАО "ЕЭС России" и АО-энерго), являющихся регулируемыми монополиями, с выделением сфер, в которых возможна конкуренция. Намечается, в частности:

- образование нескольких оптовых генерирующих компаний (ОГК), которые будут конкурировать друг с другом на оптовом рынке электроэнергии;

- создание федеральной сетевой компании (ФСК), которая сохранит статус регулируемой естественной монополии;

- выделение системы оперативно-диспетчерского управления — системного оператора (СО-ЦДУ), учреждение независимого администратора торговой системы (АТС), организация розничных рынков электроэнергии и др.

К настоящему времени ОАО «ФСК» и ОАО «СО-ЦДУ» созданы в составе РАО "ЕЭС России" как 100%-ые дочерние АО, АТС учрежден как независимая

организация (некоммерческое партнерство).

Главное, что необходимо отметить, это образование нескольких независимых (нерегулируемых) ОГК и прекращение регулирования цен на оптовом рынке электроэнергии. Эти обстоятельства вносят кардинальные изменения в условия развития ОЭС (строительства новых электростанций) при переходе к свободному рынку.

Основные электрические сети ОЭС останутся под государственным регулированием, и механизм финансирования их развития будет в общих чертах прежним. Поэтому, основное внимание должно быть уделено развитию генерирующих мощностей. Проблемы финансирования строительства новых электростанций в

11

условиях рынка оказались недостаточно проработаны и решены в концепциях перехода к рынку в странах Запада. Для России же эти проблемы стоят особенно остро.

По закону «Об электроэнергетике» на Правительство РФ или уполномоченные им федеральные органы возлагается:

- разработка программ перспективного развития электроэнергетики с учетом требований обеспечения безопасности Российской Федерации и на основе прогноза ее социально-экономического развития;

- формирование и обеспечение государственной системы долгосрочного прогнозирования спроса и предложения на оптовом и розничном рынках, в том числе прогноза топливно-энергетического баланса, и выработка мер, направленных на обеспечение потребностей экономики в электрической и тепловой энергии;

- определение источников и способов привлечения инвестиционных средств, вкладываемых Российской Федерацией в развитие электроэнергетики.

Указанные положения тесно взаимосвязаны, и фактически нужно говорить о создании Государственной системы обеспечения развития электроэнергетики, в первую очередь, согласованного развития ЕЭС страны и входящих в нее ОЭС. В рамках такой системы должны разрабатываться прогнозы электропотребления и балансы мощности и электроэнергии ЕЭС и ОЭС на перспективу 5, 10, 15 лет, составляться стратегии и программы развития, формироваться экономические механизмы привлечения внешних инвестиций в соответствии с инвестиционной политикой государства в электроэнергетике, определяться необходимые объемы инвестиций, источники прямых государственных инвестиций, необходимых для обеспечения бездефицитного развития электроэнергетики в условиях конкурентного рынка электроэнергии.

Необходимо принципиально изменить подход к формированию целевых инвестиционных средств (ЦИС), в том числе в составе абонентной платы РАО «ЕЭС России». Несправедливость существующего способа сбора ЦИС в составе абонентной платы заключается в безвозмездном получении частными акционерами ОАО РАО «ЕЭС России» акций строящихся крупных энергетических объектов, финансируемых за счет средств, собираемых с потребителей. Строительство новых энергетических объектов за счет ЦИС должно увеличивать долю государства в акционерном капитале РАО «ЕЭС России». Изложенные выше соображения позволяют сформулировать общую схему обеспечения инвестирования и развития электроэнергетики России, представленную на Рис. 1.

Рис 1. Схема обеспечения инвестирования и развития электроэнергетики России

может составить в перспективе до 10% общего объема инвестиций в электроэнергетику. Тогда оптимальная структура инвестиций составит по холдингу РАО ЕЭС Росси:

Амортизация -50-60% (после переоценки основных фондов в IV кв. 2001г.); в

2002 г. -около 55%;

Прибыль - 5-20%, (в 2002 г. - около 12%);

Инвестиционная составляющая абонентской платы РАО ЕЭС и ФСК- 25-30%,

( в 2002 г. - около 30%);

Заемные средства -5-10%, (в 2002 г. - около 3%);

Участие потребителей -5-10%.

Финансирование строительства атомных электростанций осуществляется за счет инвестиционной составляющей, включаемой в тариф на электрическую энергию государственного концерна «Росэнергоатом», что увеличивает отпускной тариф на электроэнергию с АЭС. Это ставит АЭС в неравные конкурентные условия на федеральном оптовом рынке электроэнергии и мощности (ФОРЭМ) по сравнению по сравнению тепловыми электростанциями (ТЭС) РАО «ЕЭС России», которые не включают инвестиции в отпускной тариф на электроэнергию. Реконструкция и строительство федеральных ТЭС осуществляется за счет абонентной платы РАО «ЕЭС России». В результате концерн «Росэнергоатом» поставляет электроэнергию на ФОРЭМ по тарифу, близкому к тарифу ТЭС, в то время как при включении инвестиций на реконструкцию и строительство федеральных ТЭС в их отпускной тариф стоимость электроэнергии АЭС, поставляемой на ФОРЭМ, окажется на 15 - 20% ниже, чем у ТЭС. Более того, при сравнении стоимости киловатта установленной мощности ТЭС и АЭС не учитывается то, что в стоимость пускового комплекса АЭС уже включена топливная составляющая (стоимость загрузки активной зоны реактора). Чтобы для сравнения выйти на одну общую базу для ТЭС и АЭС, необходимо учесть стоимость поставки энергоносителей для ТЭС, как минимум в течение 2-х летнего периода Кроме того, вопрос включения в тариф на электроэнергию поставщиков оптового рынка стоимости услуг инфраструктурных организаций рынка требует отдельного рассмотрения. Включение в платы за услуги по передаче электроэнергии, услуги оперативно-диспетчерского управления и услуги администратора торговой системы в расходы поставщиков увеличивает их тариф на производимую электроэнергию, искажает ценовой сигнал рынка по стоимости электроэнергии.

Как выход из этой ситуации видится создание единого государственного бюджетного Фонда развития энергетики (атомной, традиционной и нетрадиционной).

Во второй главе изложены предложения ФЭК России, Минэнерго России и Госстроя России по созданию государственного бюджетного Фонда развития энергетики и энергосбережения, которые были разработаны по поручению Правительства Российской Федерации и представлены в правительство в 2003 году. В работе дано обоснование этих предложений на основе анализа состояния энергетического строительства в России.

Прежде всего, следует проанализировать незавершенное электроэнергетическое строительство и выделить:

- объекты сетевого строительства и автоматизированные системы коммерческого учета электроэнергии;

- объекты генерации, привлекательные для частных инвесторов;

- объекты генерации, инвестиционно непривлекательные, но имеющие важное значение с точки зрения энергетической безопасности и системной надежности.

Для достройки генерирующих объектов, не привлекательных для частных инвесторов, но имеющих важное хозяйственное значение, целесообразно создать государственный целевой бюджетный Фонд развития энергетики и энергосбережения, достройки и гарантирования возвратности привлекаемых кредитных ресурсов в соответствии со ст. 17 Бюджетного кодекса Российской Федерации, функции управления которым возложить на федеральные органы исполнительной власти, контролирующие электроэнергетическую отрасль - Минэнерго России и Минатом России. Для формирования Фонда следует внести изменения в Налоговый Кодекс Российской Федерации путем введения акциза на электрическую энергию с одновременным исключением инвестиционной составляющей по объектам генерации из состава абонентной платы РАО «ЕЭС России» и тарифа концерна «Росэнергоатом».

Направление всех средств будет осуществляться конкурсным путем под передаваемый пакет акций объекта инвестирования или на возвратной основе в соответствии с установленным порядком финансирования государственных капитальных вложений. Принцип использования этих средств должен предусматривать как прямое их использование для финансирования конкретной инвестиционной программы, так и использование, главным образом, в качестве гарантирующего источника для получения кредитных источников финансирования.

Особую проблему в настоящее время представляют собой вопросы реконструкции действующих ТЭЦ. Половина мощности ТЭЦ работает в конденсационном режиме, что приводит к исключительно неэффективному использованию как топлива, так и оборудования и в результате к низким технико-экономическим показателям ТЭЦ.

В связи с этим для реконструкции ТЭЦ требуется специальная целевая инвестиционная программ реконструкции и технического перевооружения (на основе перевода на парогазовые установки), финансируемая за счет средств, включаемых в состав регулируемых тарифов на электрическую мощность.

В диссертации разработана методика мониторинга инвестиционных программ развития электроэнергетики.

Под мониторингом инвестиционной программы развития электроэнергетики понимается: отслеживание хода выполнения программы, ее анализ с целью выявления «узких мест» и проблем, выработка и реализация мер, обеспечивающих полную и своевременную реализацию мероприятий инвестиционной программы.

Для реализации мониторинга инвестиционной программы нужна определенная система мониторинга, включающая в себя организационное, информационное, методическое и техническое обеспечение.

Организационное обеспечение мониторинга инвестиционной программы должно включать:

• Определение координатора программы - организации, осуществляющей мониторинг;

• Определение (перечень) основных исполнителей мероприятий инвестиционной программы;

• Права и обязанности координатора и основных исполнителей в рамках системы мониторинга инвестиционной программы;

• Определение области мониторинга - основных мероприятий инвестиционной программы.

Информационное обеспечение мониторинга инвестиционной программы призвано обеспечить полное и своевременное получение, хранение и передачу всей необходимой для мониторинга информации о ходе выполнения программы.

Методическое обеспечение мониторинга должно содержать набор методов и средств для проведения содержательного анализа информации о ходе выполнения программы, определения «узких мест», выработки корректирующих мероприятий.

Техническое обеспечение мониторинга - совокупность технических средств, необходимых для функционирования системы мониторинга (средства

вычислительной техники, линии связи для передачи данных и пр.). Предлагаемая в 20002002 годах форма отчетности оперативной информации ОАО «РАО ЕЭС России», АО-энерго и концерна «Росэнергоатом» являлась крайне ограниченной и не позволяла проводить полноценный анализ результатов инвестиционной деятельности. Указанные показатели представлялись только в форме оперативных отчетов по финансированию и освоению капитальных вложений. Методика мониторинга и типовая структура инвестиционных программ развития электроэнергетики подробно изложена в диссертации на примере «Инвестиционной программы электроэнергетики Российской Федерации на 2003 год».

В диссертации разработаны конкретные рекомендации по введению новой формы оперативной отчетности по освоению капитальных вложений, которые нашли практическое применение. На основе указанной разработки, начиная с 2003 года, РАО ЕЭС «России», концерн «Росэнергоатом», АО-энерго и независимые производители электроэнергии стали пользоваться новой формой оперативной отчетности и ввели дополнительно по каждому объекту следующие показатели, которые направлялись в аппарат Правительства России, Минэнерго России, ФЭК России, Минэкономразвития России:

1) общая сметная стоимость в текущих ценах и ценах 1991 г.

2) выполнение на начало отчетного года;

3) остаток сметной стоимости на начало отчетного года. Показатели 1)-3) даются в ценах 1991 г.;

4) остаток сметной стоимости на начало отчетного года в ценах планового года;

5) процент освоения сметной стоимости на начало отчетного года;

6) прогноз выполнения капитальных вложений в текущих ценах;

7) источники финансирования.

Кроме указанных показателей, было бы целесообразно ввести еще и новый показатель - процент освоения сметной стоимости в конце отчетного года (или на начало года, следующего за отчетным). В частности, процент освоения сметной стоимости объекта, который является пусковым в ближайшие 1-2 года, является важным показателем, характеризующим возможность выполнения плана ввода объекта. Это будет способствовать детальному анализу скорости освоения капитальных вложений. Помимо этого, также актуален анализ поставок оборудования в предпусковые периоды. Кроме всего сказанного, особое внимание следует уделить темпу строительно-монтажных работ и отражать их объемы отдельной строкой в таблице. Таким образом, определяется технологическая структура капитальных вложений - доля стоимости

оборудования и доля СМР. В этом случае возможен анализ выполнимости запланированного срока ввода пускового объекта. Рост СМР более, чем на 20% в год представляется маловероятным.

Глубокий анализ приведенных выше показателей будет способствовать совершенствованию инвестиционного процесса, позволят определить наиболее эффективные направления инвестиций, создаст условия для своевременного принятия адекватных решений, позволит, при необходимости, вовремя перераспределить финансовые потоки, сэкономит время.

В диссертации разработаны рекомендации по расчету фактических удельных капиталовложений на единицу вводимой и удельной мощности в плановом периоде с целью сопоставления их с проектными и плановыми.

Обозначим через к фактические удельные капиталовложения на 1 кВт вводимой мощности в плановом периоде, определяемые по формуле

к»К" +КП -К'/Ы, (О

где - заделы (затраты капиталовложений на задельную мощность) по

капиталовложениям на начало и конец планируемого периода;

К"— капиталовложения, выделяемые в планируемом периоде.

Для определения фактических (плановых) удельных капиталовложений к" часто пользуются следующей формулой:

кп=Кп/Ы. (2)

Формула (2) определяет удельные капаиталовложения не только на ввод мощности, но и на прирост задела К" -К". Как показывают расчеты, удельные капиталовложения по этой формуле больше, чем по ( 1), на величину

к" -к'т,

так как почти всегда

Формулы (1) и (2) отличаются тем, что по (1) определяются фактические удельные капиталовложения, требующиеся на ввод единицы мощности, а по (2) - еще и на прирост строительного задела по отношению к единице вводимой мощности.

Применяют оба определения удельных капиталовложений. Однако при сравнении отклонений проектных удельных капиталовложений на единицу вводимой мощности в плановом периоде с фактическими удельными капиталовложениями на единицу этой вводимой мощности нужно пользоваться (1), а не (2).

В третьей главе «Анализ выполнения инвестиционных программ развития электроэнергетики Российской Федерации в 2002 - 2003 гг. и проекта на 2004 год» приведены прогноз выполнения и фактическое выполнение инвестиционных

программ РАО «ЕЭС России», ФСК, АО-энерго, АО-электростанций, концерна «Росэнергоатом» и независимых АО-энерго (ОАО «Иркутскэнерго», ОАО «Татэнерго», ОАО «Башкирэнерго»).

Инвестиционная программа электроэнергетики на 2002 год была одобрена Правительством Российской Федерации в объеме 85,8 млрд. рублей.

Источники выполнения программы.

Таблица 1

Источника Сумма (млрд. рублей)

цис 39,5

Амортизация 32,9

Прибыль 7,8

Бюджеты всех уровней 2,1

Заемные средства 3,5

ИТОГО 85,8

В результате выполнения инвестиционной программы электроэнергетики в 2002 году введено в эксплуатацию 37 генерирующих агрегатов суммарной мощностью 640,4 МВт.

Одной из основных причин невыполнения инвестиционной программы АО-энерго является дефицит инвестиционных средств, возникший из-за того, что региональные энергетические комиссии не в полной мере учитывали при установлении тарифов прошедшую переоценку основных фондов.

Проведенный нами анализ показывает, что РАО «ЕЭС России» при выполнении инвестиционной программы без согласования с заинтересованными федеральными органами исполнительной власти произвело перераспределение целевых инвестиционных средств.

Освоение капитальных вложений РАО «ЕЭС России» (Общество) за 2002 год составило 17 049 млн.рублей, или 85% от годовой инвестиционной программы.

Нецелевое использование инвестиционных средств в 2002 году составило 4 463,8 млн.рублей или 23% годовой программы.

Указанные нарушения стали возможными из-за несовершенства порядка формирования инвестиционных ресурсов в электроэнергетике и государственного контроля за их использованием.

Это подтверждает необходимость разработки системы мониторинга инвестиционной

программы электроэнергетики, предложенной во второй главе диссертации.

Представляемый на рассмотрение Правительства Российской Федерации проект инвестиционной программы электроэнергетики на 2004 год нацелен на оптимальное использование инвестиционного потенциала электроэнергетики для поддержания надежного энергоснабжения экономики и населения Российской Федерации.

В проект инвестиционной программы электроэнергетики на 2004 год включены планы инвестиционных программ ОАО РАО «ЮС России», ОАО «ФСК ЕЭС», ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС», НП «АТС», Концерна «Росэнергоатом» и ОАО «Иркутскэнерго», ОАО «Татэнерго» и ОАО «Башкирэнерго» (далее независимые АО-энерго).

Предусматривается ввод третьего гидроагрегата на Бурейской ГЭС и ввод первой очереди Сочинской ТЭЦ. На Калининской АЭС в 2004 году запланирован энергопуск энергоблока №3 мощностью 1 000 МВт.

Наряду с этим продолжается работа по строительству объектов теплогенерации -Калининградской ТЭЦ-2 (450 МВт), Сочинской ТЭЦ-ГТУ (76 МВт), Ивановская ГРЭС (325 МВт) и других.

Объемы финансирования инвестиционных программ хозяйствующих субъектов за 2002 - 2004 годы приведены в таблице №Л

Динамика объемов инвестиций в 2002-2004 гг.

Таблица 2

Подпрограммы Объем инвестиционной программы

2002 год, млн. руб. 2003 год, млн. руб. 2004 год, млн. руб.

1. РАО «ЕЭС России» И 556,4 17235,4 25549,0 |

2. ОАО «ФСК ЕЭС» - 11272,0 24127,2

3. ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» 351,5 954,3 1 529,0

4. НП «АТС» - - 169,1

5. АО-энерго 40694,8 45252,8 55669,8

6. АО-элетсгростяниии 9207,4 5479,4 8470,4

7. Концерн «Росэнергоатом» 21961,4 27406^ 27270,0

8. Независимые энергосистемы: 2 074,9 2369,8 4981,4

Иркутская энергосистема | 1575,4 1663,6 2163,7

Татарская энергосистема | 446$ 581,1 2013,0

Башкирская энергосистема | 53,5 125,1 804,7 147 765,9

Всего инвестиционная программа 1 „ электроэнергетики I 109 970Д

Источники инвестиций в 2004 году те же, что и в 2003 году и в сумме составляют 147,7млрд.рублей или на 34% больше от общего объема капитальных вложений 2003 года.

В 2004 году финансирование инвестиционной программы планируется за счет привлеченных средств в размере 19149,0 млн. рублей.

Нерешенным вопросом инвестиционной программы электроэнергетики в 2004 году является финансирование работ по подготовке зон затопления ГЭС.

Остаток финансирования зон затопления ГЭС в ценах 2004 года составляет: Бурейская ГЭС: 13 290 млн. рублей Богучанская ГЭС: 11 734 млн. рублей Ирганайская ГЭС: 1 870 млн. рублей.

Обьем финансирования зон затопления, утвержденный ФЭК России в 2003 году за счет всех ЦИС и федерального бюджета составил 650 млн. рублей. Проектом федеральной адресной инвестиционной программы в проекте федерального закона «О федеральном бюджете на 2004 год», принятого во втором чтении Государственной Думой Федерального Собрания Российской Федерации, финансирование зон затопления водохранилищ ГЭС предусмотрено в объеме 430 млн. рублей. Из них финансирование зоны затопления Бурейской ГЭС -100 млн. рублей, Ирганайской ГЭС - 300 млн. рублей.

Готовность зон затопления водохранилищ является определяющим условием планируемых вводов энергомощностей строящихся ГЭС.

Предусмотренное проектом федерального бюджета на 2004 год финансирование зон затопления водохранилищ недостаточно не только для обеспечения выполнения ввода энергомощностей, но и для обеспечения непрерывности строительства объекта. Во избежание срыва запланированных сроков ввода генерирующих объектов, финансируемых в рамках инвестиционных средств ОАО РАО «ЕЭС России» и обеспечения непрерывности строительства, на проведение мероприятий по подготовке зон затопления водохранилищ ГЭС в 2004 году потребуется не менее 750 млн. рублей.

По мнению Минэнерго России и Минэкономразвития России недостающее финансирование зон затопления водохранилищ в 2004 году может осуществляться за счет:

- средств, полученных по возврату НДС за 2003 год (более 1 млрд. рублей).

частичного перераспределения бюджетных средств, направляемых на финансирование объектов электроэнергетики в 2004 году.

- входящий остаток денежных средств по состоянию на 1 января 2003 года в размере 5,5 млрд. рублей.

В соответствии с Постановлением Правительства Российской Федерации от 22 августа 2003 года №516 «О предельных уровнях тарифов на электрическую и тепловую энергию», и рекомендаций ФЭК России, объем инвестиционных средств по проекту инвестиционной программы ОАО РАО «ЕЭС России» определен 15,1 млрд. рублей, по ОАО «ФСК ЕЭС» - 13,4 млрд. рублей и ОАО «СО-ЦДУ ЮС» - 0,73 млрд. рублей.

Объем инвестиционной программы общества в 15,1 млрд. рублей недостаточен для ввода в эксплуатацию приоритетных объектов в сроки, установленные Правительством Российской Федерации

Для обеспечения своевременных вводов объектов капитального строительства, необходимо привлечение ОАО РАО «ЕЭС России» заемных средств в качестве источника финансирования инвестиционной программы Общества. Кредиты предполагается погашать за счет целевых инвестиционных средств последующих периодов, а так же на некоторых объектах за счет собственных средств и прибыли получаемой от продажи электро- и теплоэнергии. Предполагаемый объем кредитных ресурсов в 2004 году по ОАО РАО "ЕЭС России" составит 7,7 млрд. рублей, в том числе для финансирования СевероЗападной ТЭЦ.

В предыдущие годы негативная тенденция ограниченного финансирования развития электрических сетей привела к значительному моральному и физическому износу электросетевых объектов, а также наличию существенных технологических ограничений на перетоки электроэнергии и мощности.

Вводимые ограничения на объемы и динамику капиталовложений в электросетевые объекты имеют следующие последствия:

1. Снижение строительного задела по ряду важнейших энергообъектов с переносом сроков их ввода.

2. Снижение объемов реконструкции и техперевооружения.

3. Затягивание создания инфраструктуры конкурентного рынка электроэнергии адекватной его потребностям.

Формирование перечня электросетевых объектов инвестиционной программы на 2004 год, намечаемых к вводу в период до 2006 года, проведено на основании анализа материалов схем развития ОЭС и ЕЭС России, включающего анализ информации по: выдаче мощности электростанций, передаче мощности из избыточных регионов в дефицитные, обеспечению энергосистем необходимыми резервами мощности, выбору оптимальных режимов работы электростанций, обеспечению надежной устойчивой работы межсистемных электрических связей.

Инвестиционная программа ОАО «ФСК ЕЭС» на 2004 г. сформирована в объеме 24 126,8 млн. рублей с ростом инвестиций по сравнению с предыдущим годом на 112%.

Инвестиционная программа Концерна «Росэнергоатом» на 2004 год сформирована в объеме 27,29 млрд.рублей.

Инвестирование развития атомной энергетики регламентируется Стратегией развития атомной энергетики России в первой половине XXI века, одобренной Правительством Российской Федерации 25 мая 2000 года и подпрограммой «Безопасность и развитие атомной энергетики» федеральной целевой программы «Энергоэффективная экономика» на 2002 -2005 годы и на перспективу до 20010 года», утвержденной постановлением Правительства Российской Федерации от 17 ноября 2001 г №796.

Подпрограммой планируется ввод в эксплуатацию до 2006 года 3 энергоблоков суммарной установленной мощностью 3000 МВт, реализация программы технического перевооружения и модернизации энергоблоков с целью повышения безопасности и продления срока эксплуатации энергоблоков с реакторами первого и второго поколений суммарной установленной мощностью 5300 МВт, для чего предусмотрено финансирование капитальных вложений в объеме 160 млрд. рублей в ценах 2001 года, в том числе: в 2003году - 25,6 млрд. рублей и в 2004 году - 27,3 млрд. рублей.

Анализ соответствия проекта инвестиционной программы на 2004 год Федеральной целевой программе «Энергоэффективная экономика» показывает, что в проект инвестиционной программы РАО «ЕЭС России» на 2004 год не включены 22 объекта: 11 тепловых и 11 гидравлических электрических станций на сумму 7 165,3 млн. рублей, предусмотренных в ФЦП «Энергоэффективная экономика».

В то же время в проект инвестиционной программы РАО «ЕЭС России» на 2004 год включено строительство Сочинской ТЭС - ГТУ на сумму 3 100,0 млн. рублей, не

предусмотренных в ФЦП «Энергоэффективная экономика».

Кроме того, объем финансирования по инвестиционной программе РАО «ЕЭС России» на 2003 год (без техперевооружения и реконструкции электрических сетей, восстановления энергообъектов Чеченской Республики, объектов инфраструктуры, ПИР и прочих) меньше предусмотренного в ФЦП «Энергоэффективная экономика» на 12 104,5 млн. рублей.

В частности, в проект инвестиционной программы РАО «ЕЭС России» на 2003 год не включено продолжение строительства Харанорской ГРЭС, Уссурийской ТЭЦ, Якутской ГРЭС, Улан-Удэнской ТЭЦ-2, значительно ниже, чем

предусмотренные в ФЦП «Энергоэффективная экономика», объемы капитальных вложений по Богучанской ГЭС, Зарамагским ГЭС и каскаду Нижне-Черекских ГЭС.

Выполненное исследование позволяет сделать следующие выводы;

1. Анализ показывает, что почти во всех странах, реформирующих электроэнергетику, обнаружились трудности с инвестированием развития генерирующих мощностей. Вводятся, главным образом, малозатратные парогазовые и газотурбинные электростанции. Строительство новых гидравлических, атомных, а в ряде стран и угольных электростанций практически прекратилось. Выявилось, в частности, что спотовый рынок не дает достаточных экономических сигналов для развития генерирующих мощностей, а специальная плата за наличие мощностей (существующим производителям) не гарантирует строительство новых электростанций и препятствует появлению на рынке новых производителей электроэнергии.

2. Для разрешения возникающих проблем в развитии электроэнергетики России в диссертации предлагается создание Государственной системы обеспечения развития электроэнергетики, основанной на принятом в 2003 году Законе об электроэнергетике. Такая система должна предотвратить образование дефицита на оптовом рынхе электроэнергии, обеспечить своевременное и оптимальное развитие генерирующих мощностей в условиях рынка и не допустить необоснованное повышение цен на электроэнергию. Уровень цен должен обеспечивать нормальное функционирование развития и рентабельности электроэнергетики. Он не должен повышаться на столько, чтобы электрогенерирующие компании получали сверхприбыли в ущерб потребителям электроэнергии.

3. Важную роль в государственной системе обеспечения развития электроэнергетики России может сыграть Государственный бюджетный фонд развития электроэнергетики и энергосбережения, формируемый на конкурсной возвратной основе и гарантирующий бездефицитное развитие электроэнергетики.

4. Важной составной частью системы управления инвестициями в электроэнергетике является мониторинг инвестиционных программ развития электроэнергетики. В диссертации изложены общие принципы организации такого мониторинга. Даны более

конкретные предложения по методике выполнения - мониторинга интегрированной инвестиционной программы развития электроэнергетики страны. Раскрыты основные составляющие организационного, информационного и методического обеспечения такого мониторинга.

5. Выполненный в диссертации анализ реализации инвестиционной программы электроэнергетики России за 2002-2003 гг. показывает значительные отклонения фактического освоения инвестиций от плана по РАО «ЕЭС России».

Одной из основных причин невыполнения инвестиционной программы АО-энерго является дефицит инвестиционных средств, возникший из-за того, что региональные энергетические комиссии не в полной мере учитывали при установлении тарифов прошедшую переоценку основных фондов.

Проведенный анализ показывает, что РАО «ЕЭС России» при выполнении инвестиционной программы без согласования с заинтересованными федеральными органами исполнительной власти произвело перераспределение целевых инвестиционных средств.

Отсутствуют экономические механизмы, обеспечивающие сбалансированное и согласованное развитие пропускной способности электрических сетей и генерирующих мощностей.

Все это подтверждает необходимость создания Государственной системы обеспечения развития электроэнергетики, включающей мониторинг ее инвестиционных программ.

По теме диссертации опубликованы:

1. Янкилевский А.Р. Привлечение инвестиций в электроэнергетику на переходном этапе реформирования отрасли // ТЭК, №2,2003,0,4 пл.

2. Беляев Л.С., Воропай Н.И., Янкилевский А.Р. и др. Проблемы инвестирования и обеспечения развития электроэнергетики России // ТЭК, №3,2003,0,5 пл. (авт. 0,2 пл.).

3. Янкилевский А.Р. Проблемы привлечения инвестиций и обеспечения развития электроэнергетики России и пути их решения // Журнал «МИНТОП», №10,2003,0,5 пл.

4. Янкилевский А.Р. Некоторые аспекты инвестиционной политики на переходном этапе реформирования электроэнергетики // Вопросы регулирования ТЭК: Регионы и Федерация, №3,2003,0,5 пл.

5. Янкилевский А.Р. Основные проблемы взаимодействия работы энергосистем государств Евро-Азиатского экономического содружества на данном этапе. -Выступление на научно-практической конференции по проблемам взаимодействия электроэнергетических систем государств - членов ЕврАзЭС // Журнал «МИНТОП», №7, 2003,0,4 пл.

6. Янкилевский А.Р. Анализ проекта инвестиционной программы электроэнергетики России на 2004 год // Журнал «Правила игры» № 1,2004,1,5 пл.

7. Янкилевский А.Р. Возрастающая роль государства в регулировании топливно-энергетического комплекса России // Вестник ФЭК России, №1,2004,1 п. л.

Соискатель

HS 1 2 5 3 8

Диссертация: содержание автор диссертационного исследования: кандидата экономических наук, Янкилевский, Андрей Рафаилович

Введение.

Глава 1.' Анализ опыта инвестирования зарубежной и российской электроэнергетики.

1.1. Опыт инвестирования зарубежной электроэнергетики.

Структура источников финансирования электроэнергетики.

1.2. Финансирование электроэнергетики России в настоящее время.

1.3. Анализ зарубежного опыта управления инвестиционным процессом и развитием либерализованной электроэнергетики.

1.4. Опыт формирования системы управления развитием генерирующих мощностей в условиях рынка.

1.5. Обобщение подходов к управлению инвестиционными рисками.

1.6. Проблемы инвестирования электроэнергетических объектов в условиях реформирования электроэнергетики России.

1.7. Проблемы развития генерирующих мощностей в условиях рынка.

Глава 2. Методологические основы формирования экономического механизма государственного регулирования инвестиционных процессов в электроэнергетике.

2.1. Государственное регулирование в электроэнергетике и инвестиционная политика

2.2. Принципы инвестиционной политики в электроэнергетике России.

2.3. Основные положения схемы обеспечения инвестирования и развития электроэнергетики России.

2.4. Особенности государственной системы обеспечения бездефицитного развития электроэнергетики для переходного периода.

2.5. Особенности государственной системы обеспечения бездефицитного развития электроэнергетики для рыночного периода.

2.6. Разработка методологии и методов мониторинга инвестиционных программ развития электроэнергетики.

2.6.1. Основные положения методологии.

2.6.2. Методика мониторинга инвестиционных программ развития электроэнергетики

2.6.3. Организация мониторинга инвестиционной программы электроэнергетики России.

Глава 3. Анализ выполнения инвестиционных программ развития электроэнергетики

Российской Федерации в 2002 - 2003 гг. и проекта на 2004 год.

3.1 Выполнение и прогноз выполнения инвестиционных программ электроэнергетики Российской Федерации в 2002 - 2003 годах.

3.1.1 Анализ выполнения инвестиционной программы электроэнергетики Российской Федерации в 2002 году.

3.1.1.1 Результаты финансово-хозяйственной деятельности РАО «ЕЭС России» за 2002 год.

3.1.1.2 Результаты финансово-хозяйственной деятельности федеральных электростанций за 2002 год.

3.1.1.3 Результаты финансово-хозяйственной деятельности АО-энерго за 2002 год

3.1.1.4 Результаты финансово-хозяйственной деятельности Концерна «Росэнергоатом» за 2002 год.

3.1.2 О ходе и прогнозе выполнения инвестиционной программы электроэнергетики Российской Федерации в 2003 году.

3.1.2.1 Анализ результатов деятельности ОАО РАО «ЕЭС России» в 2003 году

3.1.2.2 Анализ результатов деятельности ОАО «ФСК ЕЭС» в 2003 году.

3.1.2.3 Анализ результатов деятельности ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» в 2003 году.

3.1.2.4 Анализ результатов деятельности Концерна «Росэнергоатом» в 2003 году

3.2 Характеристики проекта инвестиционной программы электроэнергетики Российской

Федерации на 2004 год.

3.2.1 Проект инвестиционной программы РАО «ЕЭС России».

3.2.2 Проект инвестиционной программы ОАО «ФСК ЕЭС».

3.2.3 Проект инвестиционной программы ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС».

3.2.4 Проект инвестиционной программы НП «АТС».

3.2.5 Проект инвестиционной программы АО-электростанций.

3.2.6 Проект инвестиционной программы АО-энерго.

3.2.7 Проект инвестиционной программы Концерна «Росэнергоатом».

3.2.8 Проект инвестиционных программ независимых АО-энерго.

3.3 Анализ соответствия проекта инвестиционной программы электроэнергетики на 2004 год Федеральной целевой программе «Энергоэффективная экономика».

Диссертация: введение по экономике, на тему "Экономический механизм государственного регулирования инвестиционных процессов в электроэнергетике"

В диссертационном исследовании рассматриваются вопросы разработки экономического механизма государственного регулирования инвестиционных процессов в электроэнергетике, обеспечивающих надежное энергоснабжение страны на долгосрочный период.

Актуальность темы

В «Энергетической стратегии России на период до 2020 года», утвержденной Распоряжением Правительства Российской Федерации от 28 августа 2003 г. № 1234-р отмечается, что износ активной части фондов в электроэнергетике составляет 60-65% процентов. Наличие в энергосистемах изношенного, выработавшего свой ресурс оборудования, доля которого уже превысила 15 процентов всех мощностей, и отсутствие возможности его восстановления связан с технологическими отказами, авариями и, как следствие, снижением надежности электроснабжения.

Для обеспечения прогнозируемых уровней электро- и теплопотребления при оптимистическом и благоприятном вариантах развития экономики необходимо развитие генерирующих мощностей на электростанциях России (с учетом замены и модернизации) в 2003-2020 годах, по оценкам, не менее 177 млн. кВт, при умеренном варианте развития экономики ввод в действие генерирующих мощностей составит 121 млн. кВт.

Указанные величины могут быть уменьшены в случае принятия решения о продлении срока службы имеющихся генерирующих мощностей, однако при этом снизится надежность энергоснабжения потребителей и экономичность работы электростанций.

Для обеспечения требуемых вводов энергомощностей необходимо принципиальное изменение действующих экономических механизмов инвестиционной деятельности. Опыт инвестиционной деятельности РАО «ЕЭС России» и ФГУП «Концерн «Росэнергоатом», а также структурное реформирование российской энергетики, проводимое в рамках принятого пакета законов об электроэнергетике, показывает на объективную необходимость принципиального изменения к подходу формирования инвестиционных средств для развития энергетики и энергоснабжения.

Целью диссертационного исследования является разработка экономического механизма государственного регулирования инвестиционных процессов в электроэнергетике, обеспечивающих надежное энергоснабжение страны на долгосрочный период. Для достижения этой цели в работе решались следующие задачи:

- анализ инвестиционных процессов в электроэнергетике России;

-анализ принятой концепции реформирования электроэнергетики с точки зрения обеспечения инвестиционного процесса и энергетической безопасности;

- анализ зарубежного опыта инвестиционной деятельности в электроэнергетике;

-разработка методических подходов к совершенствованию экономических механизмов; государственного регулирования инвестиционных процессов в электроэнергетике;

-разработка предложений по системе государственного мониторинга инвестиционных программ электроэнергетических компаний.

Объект исследования:

Электроэнергетические компании России независимо от их организационно-правовых форм (РАО «ЕЭС России», ФГУП «Концерн «Росэнергоатом», АО-энерго, АО-электростанций, ФСК, Системный оператор).

За последние годы 10 лет ежегодные инвестиции в электроэнергетику сократились в 4 раза, а вводы мощностей в среднем в 5 раз по сравнению с 80-ми годами.

Предмет исследования - экономический механизм инвестиционных процессов в электроэнергетике.

Теоретическая и методологическая основа исследования базируется на трудах ведущих отечественных и зарубежных ученых, посвященных проблемам инвестиционной и хозяйственной деятельности энергетических предприятий, государственному регулированию инвестиционных процессов в электроэнергетике.

Работа основывалась на законодательной и нормативно-правовой базе Российской Федерации, регламентирующей инвестиционную деятельность энергетических предприятий и пути реформирования российской электроэнергетики.

Научную новизну имеют следующие основные результаты, полученные в ходе диссертационного исследования и составляющие предмет защиты:

-комплексный анализ инвестиционных процессов в электроэнергетике зарубежных стран и России, включая анализ хода строительства отдельных электростанций и линий электропередачи;

-анализ принятой концепции реформирования электроэнергетики с точки зрения обеспечения инвестиционного процесса и энергетической безопасности;

-разработка методических подходов к совершенствованию государственного регулирования инвестиционной деятельности в электроэнергетике, включая обоснование создания государственного бюджетного фонда развития энергетики и энергообеспечения;

-разработка предложений по системе государственного мониторинга инвестиционных программ электроэнергетических компаний.

Достоверность результатов работы подтверждается данными Госкомстата РФ, Минэнерго РФ, РАО «ЕЭС России», концерна «Росэнергоатом».

Практическая значимость исследования заключается в том, что разработанные методические подходы и рекомендации по совершенствованию экономических механизмов государственного регулирования инвестиционными процессами в электроэнергетике направлены на повышение эффективности инвестиционной деятельности электроэнергетических компаний и обеспечению гарантированной надежности энергообеспечения страны.

Реализация и апробация результатов работы.

Результаты работы были применены при реализации мониторинга инвестиционных программ энергетических компаний в Минэнерго России и ФЭК России в 2003-2004 гг.

Основные результаты работы докладывались автором на Научно-практической конференции по проблемам взаимодействия электроэнергетических систем государств-членов ЕврАзЭС 24-26 июня 2003 г., на заседании секции экономики топливно-энергетического комплекса Ученого Совета ФГУП «Институт микроэкономики».

По теме диссертационного исследования опубликовано 7 работ общим объемом 4,8 п.л., в том числе лично автором 4,5 п. л.

Объем и структура работы. Диссертация состоит из введения, трех глав, заключения, списка литературы и приложений, содержит 166 страниц машинописного текста, включая 39 таблиц и 11 рисунков.

Диссертация: заключение по теме "Экономика и управление народным хозяйством: теория управления экономическими системами; макроэкономика; экономика, организация и управление предприятиями, отраслями, комплексами; управление инновациями; региональная экономика; логистика; экономика труда", Янкилевский, Андрей Рафаилович

Заключение

Выполненный анализ зарубежного и российского опыта инвестирования объектов электроэнергетики, управления инвестированием и развитием электроэнергетических систем, возможностей инвестирования и развития электроэнергетики России в соответствии с принятой концепций реформирования электроэнергетики страны, а также предложения по принципам формирования инвестиционной политики и мониторингу инвестиционных программ позволяют в порядке заключения к отчету сформулировать ряд положений.

1. Основными причинами реформирования электроэнергетики в странах Запада являлись отсутствие у регулируемых монополий достаточных стимулов для повышения эффективности производства и трудности (сложность, недостатки) государственного регулирования монополий. В большинстве стран к началу реформирования были высокие цены электроэнергии (4-6 цент/кВтч на оптовом рынке и даже выше) и излишне большие резервы генерирующих мощностей (до 30-40 %). Главной целью реформирования ставилось снижение цен электроэнергии, благодаря совершенствованию под влиянием конкуренции процессов эксплуатации и развития ЭЭС, в первую очередь, электростанций.

Процесс реформирования ни в одной из стран еще нельзя считать завершенным. Имеются как положительные примеры, относящиеся, главным образом, к снижению издержек действующих электростанций, так и отрицательные, связанные преимущественно с недостаточными вводами (инвестированием) новых электростанций и образованием дефицита мощностей и электроэнергии.

2. Зарубежный опыт инвестирования электроэнергетики показывает, что развитые страны финансируют ее преимущественно негосударственными средствами. Причем, при так называемой "англо-американской" форме финансирования основная часть инвестиций "приходит" с рынков ценных бумаг, а при "европейско-японской" - из кредитных источников. Развивающиеся страны и страны с переходной экономикой финансируют электроэнергетику, в основном, собственными средствами. Дополнительные инвестиции в электроэнергетику этих стран субсидируются государством и, в основном, через привлечение многосторонних и двусторонних иностранных кредитов. Наиболее "продвинутые" развивающиеся страны Латинской Америки и Восточной Азии (включая Китай), пост-социалистические страны Центральной и Восточной Европы начали активно привлекать для финансирования электроэнергетики дополнительные инвестиции с внутренних и внешних рынков капитала. Доля частных инвестиций в этих заимствованиях быстро увеличивается. Так, по данным международной консалтинговой компании

Cambridge Energy Research Associates общий объем негосударственных инвестиций в отрасль по регионам мира вырос за период 1995-2000 годов с 36,8 до 109,9 млрд. долларов.

Финансирование российской электроэнергетики в последние годы осуществлялось, в основном, за счет ее собственных средств. Значительную часть этих средств оставляла i иль;/:*"™----------------— —-— основных фондов в 2002 году. За счет инвестиционной оставляющей в абонентной плате РАО "ЕЭС России" продолжался финансироваться перечень важнейших строек и объектов капитального строительства, утвержденный Федеральной энергетической комиссией. Объем привлеченных средств в финансировании электроэнергетики пока невелик, хотя имеет некоторую тенденцию к увеличению. Значительного увеличения объема привлеченных средств в российскую электроэнергетику следует ожидать лишь с созданием благоприятного инвестиционного климата в стране.

3. Почти во всех странах, реформирующих электроэнергетику, обнаружились трудности с инвестированием развития генерирующих мощностей. Вводятся, главным образом, малозатратные парогазовые и газотурбинные электростанции. Строительство новых гидравлических, атомных, а в ряде стран и угольных электростанций практически прекратилось. Выявилось, в частности, что спотовый рынок не подает достаточных сигналов для развития генерирующих мощностей, а специальная плата за наличие мощностей (существующим производителям) не гарантирует строительство новых электростанций и препятствует появлению на рынке новых производителей электроэнергии.

Наиболее серьезно эти трудности проявились в Калифорнии в 2000-2001 гг. и в Бразилии в 2001 г. В обеих странах для преодоления кризиса потребовалось вмешательство государства. После Калифорнийского кризиса начал широко обсуждаться вопрос, может ли дерегулированный рынок обеспечить оптимальный уровень инвестиций в развитие генерирующих мощностей. В зарубежной литературе появился даже термин re-regulation (восстановление регулирования), как противовес термину deregulation.

4. Реализация системы управления инвестированием и развитием либерализованной электроэнергетики требует рационального сочетания рыночных механизмов и государственного регулирования в процессе инвестиционного обеспечения развития отрасли. Государственное регулирование должно быть "мягким", косвенным, оно снижает инвестиционные риски и частично перекладывает их на государство и потребителей. Одним из важных рыночных способов снижения инвестиционных рисков является их страхование (возмещение за счет страховых фондов).

5. Анализ зарубежного опыта показал, что еще не выработано достаточно цельных и эффективных механизмов управления развитием генерирующих мощностей в условиях рынка. Одна из причин состоит в том, что этой проблеме стали уделять внимание лишь в самые последние годы (до этого считалось, что рынок все сделает сам). Известные предложения или попытки - создание стратегического резерва генерирующих мощностей, специальная плата за мощность, нормирование уровня резервов, организация "подписки" на мощность и др. - либо не вполне оправдали себя, либо еще не опробованы.

Наиболее обстоятельный документ в этом отношении представляет разработанный в конце 2002 г. Федеральной энергетической комиссией США проект Системы правил и процедур регламентации (регулирования) процесса развития генерирующих мощностей. Однако, он находится пока в стадии обсуждения, имеет недостаточно ясные и противоречивые положения и разработан для условий США. О возможности использования его для современных условий России можно будет судить лишь после оформления его в окончательном виде и апробации.

6. В принятой концепции реформирования электроэнергетики очень важная роль отводится государственному регулированию и контролю (глава 5 Закона об электроэнергетике). Представляется, что особенно активное участие Государства потребуется в обеспечении развития ЕЭС, как цельной технологической системы. В статье 21 Закона об электроэнергетике указываются функции Правительства РФ по:

- разработке программ перспективного развития электроэнергетики,

- формированию и обеспечению государственной системы долгосрочного прогнозирования спроса и предложения на рынках электроэнергии,

- определению источников и способов привлечения инвестиционных средств, вкладываемых Российской Федерацией в развитие электроэнергетики.

Указанные функции тесно взаимосвязаны, и фактически нужно говорить о Государственной системе обеспечения развития электроэнергетики, в первую очередь, развития ЕЭС страны и входящих в нее ОЭС. Сокращенно она называется "Государственной системой обеспечения бездефицитного развития ЕЭС" или просто "Государственная система".

7. Трудности с развитием генерирующих мощностей в условиях рынка, проявившиеся в странах Запада и возможные в России, как показано в Главе 1, обусловлены принципиальными изменениями критериев, стимулов и механизмов финансирования строительства новых электростанций при переходе от регулируемой монополии к свободному конкурентному рынку. В частности, появляется противоречие (разрыв) между ценами электроэнергии действующих электростанций, конкурирующих на оптовом рынке, и ценами, необходимыми для привлечения частных инвестиций в новые аналогичные электростанции. Для обеспечения окупаемости (возврата) частных инвестиций цены новых электростанций будут содержать капитальную (инвестиционную) составляющую и по имеющимся оценкам могут быть на 2-3 цент/кВтч выше цен аналогичных действующих электростанций.

К концу переходного периода реформирования электроэнергетики, ввиду продолжающегося государственного регулирования тарифов, на оптовом рынке электроэнергии могут сложиться относительно низкие цены, соответствующие в основном уровню издержек действующих электростанций. Эти цены будут недостаточны для привлечения частных инвестиций в новые электростанции. Строительство электростанций может прекратиться, что приведет в последующем к дефициту мощностей и электроэнергии на оптовом рынке, если только не будут приняты специальные меры. Повышение же цен до "инвестиционного" уровня (на 2-3 цент/кВтч) может привести, с одной стороны, к отрицательным последствиям для экономики и населения, а с другой - к образованию сверхприбылей у владельцев действующих электростанций.

Представляется, что разрешение этого противоречия и обеспечение строительства новых электростанций в условиях рынка для предотвращения дефицита электроэнергии невозможны без непосредственного участия Государства. И это должно стать одной из функций Государственной системы обеспечения бездефицитного развития ЕЭС.

8. Исключительно важное значение имеет переходный период реформирования электроэнергетики. В этот период предстоит решить три основных группы задач:

1) проведение максимально возможной модернизации устаревших электростанций и электрических сетей, завершение строящихся и создание заделов по новым электростанциям;

2) формирование Государственной системы обеспечения бездефицитного развития ЕЭС. Эта система нужна уже в переходный период, но в еще большей мере - в последующий период для условий рынка;

3) разработка и утверждение всех методических, инструктивных и правовых документов, необходимых для организации рынка (указанных в Законе об электроэнергетике и в Законе об особенностях функционирования электроэнергетики в переходный период).

В этот период необходимо активное вовлечение Минэнерго в организацию указанной Государственной системы и координацию ее деятельности. Требуется также усиление контроля за финансовой деятельностью РАО "ЕЭС России" и АО-энерго со стороны Федеральной и региональных энергетических комиссий.

9. В переходный период реформирования электроэнергетики необходимо активно создавать благоприятные условия для привлечения в нее частных инвестиций. Планомерное создание таких условий нужно осуществлять как на уровне страны, так и в самой электроэнергетике. На уровне страны требуются политическая и экономическая стабильность общества, стабильность, предсказуемость и исполнение законодательства, в том числе и налогового. Государственная политика должна гарантировать соблюдение и защиту прав собственности. На уровне страны необходимо и создание соответствующей инвестиционной инфраструктуры, традиционно включающей фондовый рынок и банковскую систему. В частности, в банковской системе с целью увеличения кредитного финансирования реального сектора экономики, видимо, потребуются крупные специализированные инвестиционные банки, создаваемые совместно с западными партнерами, способные под их гарантии сформировать условия для привлечения свободных денежных средств населения.

Для повышения инвестиционной привлекательности электроэнергетики необходимо создавать дополнительные условия, в основном включающие улучшение ее финансовых и производственных показателей, показателей оценки фондовым рынком; финансовую независимость отрасли; переход к международным стандартам финансовой отчетности; проведение международного аудита; реструктуризацию управления; проведение открытой информационной политики; наличие готовности и способности потребителей электроэнергии ее оплачивать; уровень тарифов на электроэнергию, покрывающий издержки на ее производство и обеспечивающий рентабельность инвестиций; предсказуемость этих тарифов на период возврата капитала.

10. В Главе 2 диссертации даны рекомендации по структуре и принципам функционирования Государственной системы обеспечения бездефицитного развития ЕЭС в переходный и последующий ("рыночный") периоды.

В переходный период рекомендуется сохранить в основном сложившуюся систему инвестирования развития электроэнергетики путем включения в тарифы на электроэнергию инвестиционной составляющей. Для объектов, имеющих федеральное значение (для развития ЕЭС и ОЭС), инвестиционная составляющая может собираться как и сейчас в виде абонентской платы РАО "ЕЭС России", контролируемой Федеральной энергетической комиссией. Объекты регионального значения инвестируются АО-энерго за счет инвестиционной составляющей розничных тарифов, назначаемых районными энергетическими комиссиями.

Предполагается привлечение Минэнерго РФ для экспертизы, корректировки и утверждения инвестиционных программ (по строительству как электростанций, так и электрических сетей), разрабатываемых РАО "ЕЭС России", а также последующего их мониторинга. Должны быть усилены функции ФЭК и РЭК по контролю за финансовой деятельностью РАО "ЕЭС России" и АО-энерго, определению собственных инвестиционных средств энергокомпаний и необходимой инвестиционной составляющей тарифов и утверждению последних. Общее руководство и координацию работ в рамках Государственной системы обеспечения бездефицитного развития ЕЭС целесообразно осуществлять Минэнерго (как в переходный, так и, тем более, в последующий "рыночный" период).

11. После окончания переходного периода, расформирования РАО "ЕЭС России" и введения Правил оптового рынка (прекращения регулирования цен электроэнергии) функции и структура Государственной системы обеспечения бездефицитного развития ЕЭС должны измениться. Ввиду отмечавшихся трудностей с привлечением частных инвестиций, основной ее задачей станет обеспечение строительства "подстроечных" новых электростанций и предотвращение дефицита на оптовом рынке. Для эффективной конкуренции между действующими электростанциями необходимо постоянно поддерживать на оптовом рынке превышение предложения над спросом, т.е. определенный избыток генерирующих мощностей. Этого можно достичь, своевременно "подпитывая" рынок новыми электростанциями нужного вида и в нужных местах.

Основные изменения в Государственной системе, рекомендуемые для условий свободного рынка:

- преобразование инвестиционного фонда РАО "ЕЭС России", формируемого за счет абонентской платы, в государственный внебюджетный фонд;

- введение акциза на электроэнергию (по всей стране), как основного источника формирования этого фонда. Такой акциз является аналогом абонентской платы или инвестиционной составляющей, включаемых сейчас в тарифы на электроэнергию;

- организация на конкурсной основе инвестирования строительства новых электростанций из указанного фонда в соответствии с утвержденными инвестиционными программами (в настоящее время это инвестирование осуществляется РАО "ЕЭС России");

- закрепления за Минэнерго функций по мониторингу инвестиционных программ в электроэнергетике.

Новые электростанции, построенные за счет внебюджетного фонда, могут продаваться с аукциона частным энергокомпаниям с поступлением выручки снова в этот фонд или передаваться этим компаниям с увеличением доли государства в их акционерном капитале. Возможно также сохранение их в собственности государства (аналогично атомным электростанциям).

Не исключается (поощряется) сооружение электростанций частными инвесторами, если это окажется им выгодным.

В рамках данной Государственной системы, в принципе, может осуществляться и развитие электрических сетей, остающихся регулируемой монопольной сферой.

Создание рекомендуемой Государственной системы обеспечения развития ЕЭС соответствует Статьям 21 и 27 Закона «Об электроэнергетике».

12. Важной составной частью системы управления инвестициями в электроэнергетике является мониторинг инвестиционных программ развития электроэнергетики. В диссертации изложены общие принципы организации такого мониторинга. Даны более конкретные предложения по методике выполнения мониторинга интегрированной инвестиционной программы развития электроэнергетики страны. Раскрыты основные составляющие организационного, информационного и методического обеспечения такого мониторинга.

Предложена новая форма оперативной отчетности по освоению капитальных вложений РАО «ЕЭС России» и ГК «Росэнергоатом», включающая объем строительно-монтажных работ (СМР) в составе сметной стоимости энергообъекта, процент освоения сметной стоимости и СМР за отчетный период и план освоения сметной стоимости и СМР в планируемый период. Это позволяет оценить реальность ввода пускового энергоблока в планируемом периоде.

13. Выполненный в диссертации анализ реализации инвестиционной программы электроэнергетики России за 2002-2003 гг. показывает значительные отклонения фактического освоения инвестиций от плана по РАО «ЕЭС России».

Одной из основных причин невыполнения инвестиционной программы АО-энерго является дефицит инвестиционных средств, возникший из-за того, что региональные энергетические комиссии не в полной мере учитывали при установлении тарифов прошедшую переоценку основных фондов.

Проведенный анализ показывает, что РАО «ЕЭС России» при выполнении инвестиционной программы без согласования с заинтересованными федеральными органами исполнительной власти произвело перераспределение целевых инвестиционных средств.

Отсутствуют экономические механизмы, обеспечивающие сбалансированное и согласованное развитие пропускной способности электрических сетей и генерирующих мощностей.

14. Проведенный автором анализ отклонения реализации инвестиционных программ холдинга РАО «ЕЭС России» за 2002 - 2004 гг. от показателей ФЦП «Энергоэффективная экономика» позволяет сделать вывод, что по объему инвестиций фактическое выполнение близко к показателям ФЦП. Однако вводы энергомощностей на ТЭС и ГЭС составляют лишь 40-45% от уровня, определенного в ФЦП. Следовательно, фактические удельные капиталовложения на кВт вводимой мощности в 2,5 раза превышают показатели ФЦП.

Все это подтверждает необходимость создания Государственной системы обеспечения развития электроэнергетики, включающей мониторинг ее инвестиционных программ.