Направления формирования механизмов управления региональной энергосистемой: На материалах Республики Северная Осетия-Алания

Актуальность проблемы. Фундаментальные сдвиги, происходящие на современном этапе в хозяйственном комплексе страны являются объективными и закономерными. В силу этого исследование хозяйственного поведения экономических субъектов необходимо проводить в неразрывной связи с институциональными преобразованиями. Тенденции развития и трансформации институциональных структур, их активное воздействие на хозяйственный комплекс страны в целом и ее отдельных субъектов, в частности, на нынешнем этапе исследованы недостаточно. Особенно остро эта проблема стоит в сфере регулирования деятельности естественных монополий, к числу которых в современной России относится и энергетика. В условиях перехода к рыночной экономике главным направлением развития энергетики становится эффективное управление ими и их экономия с целью снижения энергои ресурсоемкости конкретных производств и внутреннего валового продукта (ВВП) в целом. Рассмотрение основных подходов, методов и технических приемов по энергосбережению, инвестиционной политики, а также технико-экономического анализа проектов для принятия решения по снижению энергозатрат и оптимизации использования имеющихся энергетических ресурсов становится приоритетной задачей сегодняшнего состояния энергетики страны.

Управленческая структура конкурентного рынка энергоносителей предполагает необходимость и возможность ее научной оценки с позиции комплексного подхода. Между тем, такие исследования проведены недостаточно, что снижает уровень управляемости всей энергетической системы. Особо остро сформулирована проблема обеспечения равных условий конкуренции и открытости рынка для всех субъектов. У всех потребителей должен быть свободный выбор поставщика энергии через электрические и газовые сети, владелец которой, естественный монополист, получает абонентную плату, установленную энергетическими комиссиями, исходя из конкретных условий подключения потребителя и параметров его нагрузки.

В этом секторе рынка конкуренция, как правило, отсутствует, рыночные силы, миниминизирующие цены, не действуют. Это приводит к скрытому росту рентабельности естественных монополистов и не способствует росту производительности труда. В месте с тем, существующие трудности в энергоснабжении, возникающие периодически в разных регионах, в основном определяются противоречием интересов субъектов рынка энергоносителей и недостаточно четким исполнением федеральных законов и нормативных актов в регионах. Необходимо отметить, что во всех странах мира с рыночной экономикой осуществляются меры по регулированию производства и потребления всех типов энергоносителей, включая электрическую энергию и природный газ, поставляются компаниями — естественными монополистами.

Данные проблемы предполагают и наличие достаточного количества научных разработок, касающихся различных аспектов функционирования, как в целом энергосистемы России, так и ее региональных энергосистем, что и определяет актуальность темы исследования.

Степень разработанности проблемы. Вопросы разработки в целом проблемы функционирования энергетического комплекса, его места и роли в тран^ зитивной экономике еще не нашли должного отражения в отечественной научной литературе.

Различные аспекты функционирования энергосистемы в целом и составляющих ее механизмов рассмотрены в работах Бонич В. И., Варнавского Б. П., Волянской H.A., Гамма Б. З., Завьялова JI.M., Колесникова А. И., Конника Д. Л., Костиковского Ю. Л., Молодюка В. В., Мохова В. Б., Перевозчикова А. О., Пу-зыревой Н.М., Сахарнова Ю. В., Скубилина М. Д., Федорова М. Н., Шаталова В. И. и других, анализ которых показал, что проблема нуждается в дальнейших исследованиях и обобщениях их результатов для выработки предложений по успешному формированию механизмов управления энергосистемой страны и регионов и разработки мероприятий по совершенствованию их регулирования.

Цели и задачи исследования. Разработка направлений формирования механизмов управления энергетикой через систему методов и процедур определения цен и тарифов, а также мер энергосбережения в сфере энергоснабжения хозяйственного комплекса региона.

Реализация указанной цели предопределила необходимость постановки и решения следующих задач:

— уточнение сущностных характеристик энергосистемы в целом и определения факторов влияющих на ее эффективность;

— выявление основных экономических закономерностей, связанных оптимизацией развития энергокомплекса;

— оценка роли ценовой и тарифной политики в электроэнергетике, а также ее влияние на всю систему цен хозяйственного комплекса региона;

— обоснование системы методов экономического регулирования процесса формирования цен и тарифов;

— исследование уровня, динамики развития и роли энергокомплекса в региональной экономической системе;

— разработка направлений совершенствования внутренней институциональной структуры предприятий энергокомплекса и внешних мероприятий по их поддержке с целью усиления энергетической составляющей в экономике региона.

Предмет и объект исследования. Предметом исследования являются организационно-экономические отношения, связанные с развитием энергетической активности региональных и отраслевых экономических систем. Объектом исследования является система управления энергетического комплекса Республики Северная Осетия — Алания.

Методологической и теоретической основой исследования послужили труды отечественных и зарубежных ученых, законодательные и нормативные акты Российской Федерации и Республики Северная Осетия — Алания, содержащие описания и механизмы регулирования естественных монополий в сфере энергетики. Использовались методы системного подхода, научного анализа и обобщения изучаемых процессов, многофакторный анализ и математическое моделирование. Применялись также методы моделирования сложных систем и многофакторного анализа с использованием современных информационных технологий и средств вычислительной техники. В качестве эмпирической базы в работе использовались статистические данные естественных энергетических монополий РСО-А, результаты расчетов, проводимых в РЭК РСО-А, сведения, опубликованные в Информационном Бюллетене ФЭК РФ, сведениях Госкомстата РФ и РСО-А.

Научная новизна диссертационного исследования заключается в следующем:

— на основе обобщения литературных источников, анализа состояния системы управления естественных монополий в сфере энергетики, дана оценка энергетических ресурсов и сформулированы пути реализации энергетической политики России и отдельных регионов;

— системно упорядочены элементы макроэкономического мониторинга, включающие наблюдение, анализ и прогнозирование производства и потребления, размеров и структуры энергокомплексов, влияния их на экономическое развитие регионов;

— выделены приоритетные направления трансформации внешних институциональных механизмов, стимулирующих инвестиционную активность предприятий энергетического комплекса в регионе;

— разработана концепция регулирования естественных монополий в сфере энергетики и определены принципы тарифной политики с учетом адресной социальной поддержки малоимущего населения;

— предложена схема внедрения разработанных ступенчатых тарифов, повышающих эффективность использования энергоресурсов и стимулирующих плательщиков электроэнергии;

— сформулирована концепция внедрения энергосберегающих технологий в электроэнергетике на основе внедрения схемы автоматизации процессов регулирования деятельности предприятий регионального энергокомплекса и системы информационного обеспечения.

Практическая значимость проведенного исследования состоит в том, что содержащиеся в диссертации научно-методические разработки были использованы в нормативно-правовой документации, методических указаниях и ряде программных продуктов по расчету тарифов на услуги естественных монополий в сфере топливно-энергетического комплекса России, а также в практической деятельности РЭК Республики Северная ОсетияАлания. Материалы работы используются при подготовке и чтении курсов «Экономика и организация предприятия», «Логистика», «Региональная экономика», «Менеджмент», «Маркетинг» в Северо-Осетинском государственном университете им. К.Л. Хетагу-рова.

Апробация и внедрение результатов исследования. Результаты и основные положения диссертационной работы докладывались:

— на научных конференциях Северо-Осетинского Государственного университета им. К. Л. Хетагурова (1997;2002г.г.).

— на четвергом Всероссийском симпозиуме «Математическое моделирование и компьютерные технологии» (г. Кисловодск, 2000 г.).

— Северо-Кавказской региональной научной конференции молодых ученых, аспирантов и стажеров «Перспектива» (2000,2001,2002 г.г.).

Основные положения диссертации использованы Министерством экономики РСО-А при разработке концепции и стратегии развития отраслей промышленности республики.

Экономической службой ОАО «Севкавказэнерго» при разработке и прогнозировании социально-экономического развития предприятия применяются методы и подходы, предложенные в диссертации.

Публикации. По теме диссертационного исследования автором опубликовано 6 работ общим объемом 1,6 пл.

Структура работы. Диссертация состоит из введения, трех глав, заключения, списка использованной литературы.

Выводы же экологической экспертизы СОАССР 1989 году о гибели Тибских и Зарамагских источников минеральных вод в результате их разбавления водами водохранилища по заключению Госэнергоэкспертизы, рассмотревшей этот вопрос в 1992 году и повторно в 1993 году, не подкреплены необходимыми для принятия такого решения дополнительными специальными изысканиями и исследованиями. Поэтому Госэнергоэкспертиза сделала заключение, что данное решение неправомерно и необоснованно;

• наличие водохранилища сезонного регулирования во много раз увеличивает значение Зарамагской ГЭС как крупного генерирующего источника РСО-А и Объединения Северного Кавказа, обладающего значительными запасами высокомобилыюй пиковой мощности. Наполнение водохранилища Зарамагской ГЭС летними паводковыми водами реки Ардон обеспечит потребности РСО-А в пиковой электрической мощности в зимний максимум нагрузок и снимет вопрос их ограничения или отключения. Достаточно сказать, что наличие водохранилища сезонного регулирования позволит увеличить среднегодовую выработку электроэнергии на 60−70 млн. кВт.ч., а мощность, участвующую в покрытии зимних нагрузок — в 2 раза (со 190 мВт до 374 МВт). С учетом дальнейшего строительства Зарамагских ГЭС-2 преимущества наличия водохранилища сезонного регулирования скажутся еще больше;

• Зарамагаеая ГЭС с регулирующим водохранилищем будет иметь большое значение как независимый автономный источник электроэнергии для гклребитЕжй РСО-А при отключении или разрушении мэкснстемных линий электропередачи. Это в значительной степени повысит надежность и устойчивость схемы внешнего энергоснабжения РСО-А, в том числе и в «особый» период.

• ретулирующее водохранилище Зарамагсной ГЭС в верховьях рекиАрдон позволит предотвратить крупные разрушения от паводковых вод сооружений Алагирского района, расположенных на берегах реки, улучшить условия орошения земель в низовьях реки Ардон, обеспечить чистой технической и питьевой водой города и поселки Алагирского и Ардонского районов.

Подготовительные работы по сооружению Зарамагсной ГЭС были начаты в июне 1976 года силами участка, а затем СМУ по сооружению Зарамагских ГЭС строительства ЧиркейГЭСстроя.

По угаеровдеиному проипу сметная стоимость строительства в базисных ценах 1991 года- 257,4 млн руб.

Титулом строительства в подготовительный период планировалось соорудить базу строительства в г. Алагире, необходимые временные и постоянные автодороги, подъезд ные пути, подстанции и линии электроперед ачи для электроснабжения строительства.

Однако из-за низких темпов строительства фактический ввод этих объектов в эксплуатацию был завершен значительно позже, а строительство энергетического комплекса затянулось на долгие годы. Объективных и субъективных причин было много.

На протяжении первых одиннадцати лет строительства поменялось десять начальников строительства, что крайне отрицательно повлияло на темпы строительства. Строители постоянно испытывали затруднения в материально-техническом снабжении, недоставало автотранспорта и механизмов, не хватало квалифицированных кадров. На строительстве была крайне низкая организация труда. Строительство недостаточно продумано. Вместо того, чтобы сосредоточить основные силы и ресурсы на строительстве основных сооружений и особенно на строительстве четырнадцатикилометрового деривационного тоннеля (он в основном определял сроки пуска ГЭС в эксплуатацию), основное внимание уделялось строительству вспомогательных объектов: жилого поселка, базы ОРСа, магазина, детского сада, очистных сооружений для Алагира, берегоукрепительных работ, и тому подобное.

В 1988;1989 годы в республике отмечался пик активности борцов за экологию. Рад ученых и практиков поставили вообще вопрос о прекращении строительства.

Несмотря на то, что в проекте были фундаментально разработаны вопросы экологаи, в средствах массовой информации высказывались утверждения, что головные сооружения недостаточно устойчивы при землетрясениях, что водохранилище нарушит сложившиеся экологическое равновесие в раите Зарамагсхих и Тиб-ских минеральных источников и они будут погублены. Это привело к значительному снижению темпов строительства, перепроектированию комплекса и приютию решения о снижении выооты плотины с 79 м до 39 м, о чем указывалось выше.

Пока решались эти вопросы, в стране развернулась перестройка и экономические реформы, в результате чего резко снизились объемы инвестиций в развитие народного хозяйства. Многие начатые стройки были законсервированы.

До 1992 года финансирование строительства осуществлялось за счет централизованных средств бюджета Советского Союза. После развала СССР и образования РАО «ЕЭС России» в 1992 году был образован филиал РАО «ЕЭС России"-Зарамаг-ские ГЭС Ардонского каскада. Финансирование Зарамагских ГЭС стало осуществлять РАО «ЕЭС России», филиал выполнял функции заказчика. АО «Севкавказэнерго» осуществляло контроль над строительством Зарамагсхих ГЭС по договору с РАО «ЕЭС России».

До сих пор стройку финансировало РАО «ЕЭС России». Сейчас там стремятся к реформирошник^чгомоонет€юпожнтьфш&вкз1рование стройки.

Поэтому надо изыскать местные возможности. Искать прогрессивные формы финансирования в воде создания акционерного общества, привлечения местных инвесторе", возможно, и зарубежных.

Можно выделить три источника финансирования работ по строительству Зарамагских ГЭС. Это средства РАО «ЕЭС России», средства федерального центра и средства республики.

Стоимость гидроэлектростанции (шла утверждена в 1993 году. Финансирование осуществляется за счет РАО «ЕЭС России», АО «Севкавказэнерго» «действует», по ее поручению. К сожалению, сейчас основная проблема Зарамагской ГЭС — это.

В 1994 гсщу филиал РАО «ЕЭС России» -Зарамагские ГЭС Ардонсасого каскада был приказом РАО от 21.12.94 года № 356 ликвидирован, а функции заказчика по строительству Зарамагских ГЭС были переданы АО «Севканказэнерго» на основании договора на инжиниринговые услуги и последующую эксплуатацию электростанций каскада. В 1992;1998 годы финансирование стройки РАО «ЕЭС России» проводилось крайне недостаточно и, в основном, выделением взаимозачетных писем через своих задолженников по абонентной плате. Стройка систематически испытывала острый дефицит «живых» денег, механизмов, материалов, автотранспортных средств. Из года в год росла задолженность по заработной плате рабочим ЗарамагГЭСстроя. Стройка превратилась в долгострой.

С 1998 году положение несколько улучшилось. Правительство РСО-А, Президент приняли энергичные меры по оказанию практической помощи строительству. В конце 1998 года Правительством РСО-А создан штаб стройки под председательством первого заместителя Председателя Правительства. В составе штаба — ряд руководителей министерств и ведомств республики, руководители АО «Севкавказэнерго» и ЗарамагГЭСстроя, администрации местного самоуправления Алагир-ского района.

В результате были приняты меры по улучшению финансирования строительства: уже 3 года АО «Севкавказэнерго» выделяет собственные средства в качестве долевого участия в сооружении Зарамагских ГЭС (выделено почти 36 млн. рублей), Правительство РСО-А обеспечило освобождение строительства от уплаты местных и республиканских налогов, снизило на 50% ставку налога на землю и имущество.

Тяжелое положение на стройке сложилось именно из-за отсутствия стабильного и эффективного финансирования, хотя, казалось бы, ЗарамагГЭС-строй должен черпать силу из четырех денежных исгочниксж: РАО «ЕЭС России», Правительство РСО-А, ОАО «Севкавказэнерго», Правительство РФ.

Специалисты считают, что если эту проблему удастся решить, темпы работ здесь можно утроить. Цель стоит таких усилий.

В соответствии с этим Ленгцдропроекгом, Представительством Южэнерго и АО «Сеякавказэнерго» был составлен бизнеснланЗарамапжихГЭС на рехе Ардон, в котором была обоснована экономическая эффективность строительства этих ГЭС, в том числе Головной ГЭС мощностью 10 МВт.

При этом в расчете эффективности был предусмотрен следующий график строительства и ввода мощностей:

— перекрытие русла реке Ардон (в декабре 1999 года), -наполнение водохранилища (в декабре 2001 года), -ввод в эксплуатацию агрегата Головной ГЭС (в декабре 2001 года), -ввод в эксплуатацию двух гидроагрегатов на ГЭС-1 (в 2003 году). Такие вводы могут быть обеспечены только в случае окончания оставшихся горнопроходческих работ по тоннелям Зарамагских ГЭС протяженностью 8,5 км в 3−4 летний срок. Для этого в работе Ленгидропроекга «Технико-экономическое обоснсюание приобретения горнопроходческого комплекса» обоснована необходимость и целесообразность приобретения механизированного проходческого комплекса.

Силами АО Ленпздропроекг и Институтом физики Земли была в очередной раз проведена экспертиза экологической безопасности объекта. Выводы экспертизы полностью подтвердили все принятые в проекте решения.

Оценивая вероятность изменения климата вследствие создания водохранилища Зарамапжих ГЭС следует иметь в вццу его размеры: протяженность менее 3 км, ширина 200−300 м, площадь зеркала- 7 км². В практике эксплуатации водохранилищ не отмечено ни одного свидетельства влияния водохранилищ такого размера на климат, поскольку климат определяется движением воздушных масс над территориями по размерам во много тысяч раз большими, нежели пространство над Зарамагским водохранилищем.

Вькхжогорное расположение водохранилища, низкие температуры воды (среднегодовое значение ниже 8*te), ничтожное содержание в воде питательных веществ гарантирует исключение появления в водоеме водорослей. Размеры изъятия горных пастбищ настолько незначительны, что не представляют практического интереса— реально затрагиваемая площадь горных пастбищ составляет не более 15−20 га. Воздействие водохранилища глубине" до 40 м на глубокие (более 50 км) слои земной коры, где вероятно возникновение крупного землетрясения, настолько неощутимо, что не в состоянии его спровоцировать.

Таким образом, экологическое обоснование проекта свидетельствует, что создание водохранилища Зарамапской ГЭС не вызовет необратимых экологических последствий.

Капиталовложения, освоенные до 1999 года, учитывались как «незавершенные капитальные вложения» до момента ввода ГЭС в эксплуатацию. Себестоимость производства электроэнергии на Зарамагских ГЭС включало в себя амортизационные отчисления, эксплуатационные расходы и налоги, относимые на себестоимость. Амортизационные отчисления определялись исходя из средней нормы амортизации 1,29%. Эксплуатационные расходы включали в себя заработную плату с начислениями на социальное страхование, затраты на техническое обслуживание, ремонты, цеховые и общестанционные расходы и прочие расходы. Финансово-экономический анализ производился в соответствии с «Методическими рекомендациями по оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования», утвержденными Госстроем России, министерством экономики РФ, Госюмгдомом России от 31.03,94 № 7−12/47, СНШом И-01−95 и приказами РАО «ЕЭС России» <Ю порядке выполнения расчетов эффективности инвестиций" от 15.05.% года№ 150.

Использовались также «Практические рекомецдации по оценке эффективности и разработке инвестиционных проектов и бизнес-планов в электроэнергетике», утвержденные распоряжением РАО «ЕЭС России» от 04.0237 года № Зр.

Вбюнеснппане рассчитаны следующие показатели: жэонсжшчеааой и финансовой обоснованности проекта:

— чнпый днзоонпфованный доход (ЧДЦ),.

— внутренняя норма доходности (ВИД), -индексдоходности (ИД),.

— простой идискотированный срок окупаемости,.

— коэффициент обслуживания долга, рассчитываемый как отношение валовой операционной тцяйыт и обслуживаио долга.

Вое расчеты выполнялись с учетом портфельных реинвестиций. Получение кредита и портфельных реинвестиций цриипы под 8% реальных годовых. Коэффициент обслуживания долга принят равным 1,1. Определение *ЩДИДи дискншфованного срокао^паемосга выполнены при реальной ставке 10%.

Ссхласхюдактаукхщму законодательству учитывались сзкадющие налога и отчисления:

Налоги, относимые на себестоимость:

— отчисления на социальное страхование — 39% от фонда заработной платы, -налог на пользователей автодорог — 0,4% выручки от реализации. Налоги, относимые на финансовые результаты: -налог на имущество — 2%ог остаточной стоимости,.

— налог на нужды правоохранительных органов — 3% фонда заработной платы,.

— налог на нужды образования- 1% выручки от реализации. Налог на прибыль:

При отчислении налога на прибыль облагаемая прибыль уменьшалась на суммы, направленные на финансирование капитальных вложений, а также на погашение кредитов банков, полученных и использованных на эти цепи, включая проценты по кредитам (статья 6 закона о «Налоге на прибыль предприятий и организаций»). Эта льгота предоставляется предприятиям цри условии полного использования ими сумм начисленного износа (амортизации) на последнюю отчетную дату.

Налоговые льготы не должны уменьшать фактическую сумму налога, исчисленную без учета льгот, более чем на 50%.

Отличительной особенностью раосчиганного бизнес-плана Зарамагских ГЭС является то, что из стоимости строительства исключены затраты на элекгросетевое строительство (объектов, необходимых для въедачи мощности Зарамагских ГЭС) в сумме 23,11 млн руб. в ценах 1991 года.

Сметная стоимость промышленного строительства 214 млн руб. (в ценах 1991 года), втом числе по пусковому комплексу — 58,6 млн руб. Остаток сметной стоимости всего по состоянию на 01.01.99 года -100 млн руб. (в ценах 1991 года), в том числе по пусковому комплексу — 29,59 млн руб. Из сметной стоимости головной ГЭС — 53,8 млн руб. освоено 30 млн. (в ценах 1991 года) (таблица 18). щ.

Незавершенное строительство Зарамагских ГЭС на 01.05.02 года — 6,6 млрд руб. в текущих ценах.

Основной целью бизнес-плана является определение тарифов, которые обеспечат приемлемые в условиях рыночной экономики финансово-экономические показатели ГЭС.

Формирование тарифов на электроэнергию производилось путем моделирования потоков денежных средств проекта, при которых инвесторам гарантировано получение дохода, достаточного для покрытия затрат по проекту, в том числе по обслуживанию долга и необходимой нормы прибыли на вложенный капитал. Затем проводился анализ расчетных тарифов ГЭС с существующими тарифами у потребителей АО «Сев-кавказэнерго» и действующими тарифами яаФОРЭМ.

Расчет капитальных вложений на завершение строительства Зарамагских ГЭС, учтенный в бизнес-плане приведен в таблице 17.

Расчет сметной стоимости строительства Зарамагских ГЭС, принятый в бизнес-плане приведен в таблице 18.