УЧРЕДИТЕЛИ

МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ, РОССИЙСКОЕ ОАО ЭНЕРГЕТИКИ

ÈЭЛЕКТРИФИКАЦИИ “ЕЭС РОССИИ”, ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ АССОЦИАЦИЯ “КОРПОРАЦИЯ ЕЭЭК”, НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКАЯ ФИРМА “ЭНЕРГОПРОГРЕСС”, РОССИЙСКОЕ НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБЩЕСТВО ЭНЕРГЕТИКОВ

ÈЭЛЕКТРОТЕХНИКОВ

РЕДАКЦИОННАЯ КОЛЛЕГИЯ

Главный редактор

Ольховский Г.Г.

Зам. главного редактора

Антипов К.М.

Волков Э.П., Денисов В.И., Зотов В.М., Корниенко А.Г., Кощеев Л.А., Ляшенко В.С., Неклепаев Б.Н., Нечаев В.В., Орфеев В.М., Охотин В.Н., Прушинский Б.Я., Ремезов А.Н., Решетов В.И., Савваитов Д.С., Седлов А.С., Соловьева Т.И., Федосеев Б.С., Широкова М.И.

РЕДАКЦИЯ

Зам. главного редактора

Соловьева Т.И.

Ответственный секретарь

Широкова М.И.

Научный редактор

Шишорина Г.Д.

Литературный редактор

Евсеева В.Н.

Секретарь редакции

Васина С.А.

Компьютерный набор

Коновалова О.Ф.

Раздел “Энергохозяйство за рубежом”

Научные редакторы

Алексеев Б.А., Котлер В.Р.

АДРЕС РЕДАКЦИИ

115280, Москва, ул. Ленинская слобода, 23

ТЕЛЕФОНЫ

Редакция

[phone], 234-7419

Главный редактор

[phone]

Ôàêñ

[phone]

Internet www.energy-journals.ru

E-mail [e-mail]

Сдано в набор 1.04.2003 Подписано в печать 28.04.2003

Формат 60 84 1/8 Бумага офсетная ¹ 1. Печать офсетная

Печ. л. 10. Тираж 1990. Цена свободная

Оригинал-макет выполнен в издательстве “Фолиум”

127238, Москва, Дмитровское ш., 58 Тел/факс: [phone] Internet: www.folium.ru

E-mail: [e-mail]

Отпечатано в типографии издательства “Фолиум”

©НТФ “Энергопрогресс”, “Электрические станции”, 2003

Å Æ Å Ì Å Ñ ß × Í Û É Ï Ð Î È Ç Â Î Ä Ñ Ò Â Å Í Í Î - Ò Å Õ Í È × Å Ñ Ê È É Æ Ó Ð Í À Ë

		I S S N 0 2 0 1 - 4 5 6 4
Издается
с января 1930
ЭКОНОМИКА И ЭНЕРГЕТИКА
Денисов В. И. Методические особенности обоснования вариантов обновления объектов электроэнер-
гетики . . . . . . . . . . .		. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .	2
ТЕПЛОВЫЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ
Невзгодин В. С., Лабутин И. С., Маслеников А. Н., Уколов С. В., Радин Ю. А., Смирнов А. А. Результаты
	внедрения системы автоматического пуска котлов-утилизаторов блока ПГУ-450 ЗАО “Северо-
	Западная ТЭЦ” . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .		8
Шульман В. Л., Паршуков В. С., Глазков В. К. Трехступенчатое сжигание твердого топлива – практиче-
ский опыт модернизации котлов . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .			12
Козлов Ю. В., Зройчикова Т. В., Белов В. А. Способы повышения надежности топочных экранов котлов			17
Гринь Е. А., Анохов А. Е. Ремонт барабана котла ТГМЕ-206, поврежденного сквозными трещинами, и
оценка его работоспособности . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .			19
ЭНЕРГОСИСТЕМЫ И ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ
Акопян Г. С., Акопян С. Г. Способ автоматической ликвидации асинхронного режима . . . . . . . . .			24
Дементьев Ю. А., Кочкин В. И., Идиатуллов Р. М., Папафанасопуло С. Г., Смирнов А. А., Смирнов С. Г.
	Применение статических компенсаторов для регулирования напряжения на подстанциях 330 и
500 ê . . . . . . . . . . .		. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .	31
Воротницкий В. Э., Заслонов С. В., Лысюк С. С. Информационно-графическая система для управления
	развитием и эксплуатацией сетей 0,38 – 10 кВ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .		36
Григорьев Н. Д. Уравнительные токи при параллельной работе трансформаторов . . . . . . . . . . .			45
ОБМЕН ПРОИЗВОДСТВЕННЫМ ОПЫТОМ
Василенко Г. В., Рывкин Г. Е., Сутоцкий Г. П., Мурзин М. А., Семенов А. С., Беляков И. И., Лашицкий А. П.,
	Елецкая М. С. Некоторые характеристики внутритрубных отложений в барабанных котлах высо-
	кого давления . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .		48
ХРОНИКА
Белосельский Б. С. 5-я Международная выставка “Ведомственные и корпоративные сети связи 2002”			52
Монастырский А. Е., Ванин Б. В., Спирин М. В., Яманов Н. С., Рыбаков Л. М. О монографии Г. А. Митро-
	фанова «Технические средства непрерывного контроля электрофизических показателей жид-
	кой изоляции». . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .		53
ЭНЕРГОХОЗЯЙСТВО ЗА РУБЕЖОМ
Автономов А. Б. Мировая энергетика: состояние, масштабы, перспективы, устойчивость развития,
	проблемы экологии, ценовая динамика топливно-энергетических ресурсов . . . . . . . . . . .		55
Паротурбинные энергоблоки США (итоги 2001 г.) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .			65
В. К. Рыжков (К 75-летию со дня рождения) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .			74

ЭКОНОМИКА И ЭНЕРГЕТИКА

Методические особенности обоснования вариантов обновления объектов электроэнергетики

Денисов В. И., доктор эконом. наук

ЭНИН им. Г. М. Кржижановского

Âусловиях возрастающей доли устаревшего энергетического оборудования электростанций весьма актуальной становится задача обоснования направлений развития генерирующих мощностей. На первых этапах эта задача сводится к выбору мероприятий, препятствующих снижению суммарной располагаемой мощности действующих электростанций России. Для этого разрабатывается программа их обновления, в которой предусматривается:

продление сроков службы действующего основного оборудования;

замена устаревшего оборудования на аналогичные, но модернизированные образцы;

замена действующего оборудования новым, обеспечивающим производство электроэнергии по более прогрессивным технологиям.

Необходимость обновления энергетического оборудования особенно остро проявляется на тепловых электростанциях, многие из которых работают за пределами амортизационных сроков службы.

Âпроцессе обоснования вариантов обновления тепловых электростанций необходимо:

выполнить экономическую оценку вариантов с целью их ранжирования по эффективности;

определить потребности рассматриваемых вариантов в инвестиционных ресурсах;

обосновать очередность осуществления вариантов с учетом реальных возможностей финансирования капитальных вложений.

При решении рассматриваемой задачи важное значение имеет выбор экономических показателей, по которым оцениваются и сравниваются варианты обновления объектов электроэнергетики. Как показывают расчеты, выполненные в ИНЭИ РАН, оценка проектов обновления ТЭС по показателю чистого дисконтированного дохода (ЧДД) не обеспечивает положительного значения этого показателя. Иными словами, коммерческая эффективность получается, как правило, отрицательная.

Âрезультате создается впечатление, что складывается тупиковая ситуация. Но если учесть высокую степень как морального, так и физического износа оборудования большинства ТЭС, то отрицатель-

ное значение ЧДД не может рассматриваться как основание для отказа от технического перевооружения ТЭС.

Необходимо прежде всего уяснить, насколько объективной является оценка проектов по показателю ЧДД в современных условиях. Ведь отрицательное значение показателя коммерческой эффективности для большинства рассматриваемых вариантов обновления ТЭС объясняется тем, что действующие тарифы на электрическую и тепловую энергию занижены, что обусловлено следующими факторами:

недооценкой стоимости действующих основных производственных фондов и, как следствие, заниженностью амортизационных отчислений;

регулированием тарифов с учетом влияния их роста на экономику потребителей и соответственно включением в тарифы прибыли в минимальном размере, не обеспечивающем потребности в инвестиционных ресурсах предприятий электроэнергетики.

Пока тарифы регулируются и их повышение сдерживается, рассчитывать на обоснование проектов развития ТЭС с помощью ЧДД не приходится. Это означает, что показатель ЧДД имеет ограниченную область применения и во всяком случае не всегда пригоден для обоснования проектов в отраслях, работающих с регулируемыми ценами.

Следует прежде всего иметь в виду, что задачи экономического обоснования проектных решений делятся на два типа:

первый тип задач – это когда задан прирост потребности в мощности и/или энергии, который обусловлен, например, ростом нагрузки либо объемом выбытия генерирующих мощностей, и тем самым предопределена необходимость в развитии ТЭС (ГЭС, АЭС, сетей);

второй тип задач характеризуется стремлением повысить экономичность работы действующего энергетического объекта. Обоснование проектов в задачах этого типа должно производиться на основе расчета ЧДД или по сроку окупаемости затрат, необходимых для осуществления проекта.

2

2003, ¹ 5

Повышение экономичности производства электроэнергии может представлять не самостоятельную задачу, а быть сопутствующим следствием процесса обновления оборудования ТЭС в задачах первого типа. Но выделять оценку влияния этого фактора из общего результата, связанного с обеспечиванием потребности в мощности и энергии, совсем необязательно.

Характеристику методических особенностей, которые должны учитываться при решении задач первого типа, начнем с изложения иллюстративного примера.

Допустим, что в регионе или в АО-энерго возникает в перспективе дефицит мощности и энергии, который при ограниченности пропускных способностей межсистемных связей не может быть ликвидирован за счет увеличения покупки с ФОРЭМ. Следовательно, надо либо строить новую электростанцию, либо сооружать дополнительные ВЛ. Аналогичная ситуация складывается и в случае необходимости замены действующей электростанции на новую ввиду полного физиче- ского износа оборудования.

Попытки обеспечить положительное значение ЧДД посредством оценки дохода с использованием действующих тарифов положительного результата, как отмечено ранее, не дают. Оценку дохода по прогнозным тарифам нельзя рассматривать иначе как искусственный прием, лишь искажающий представление об экономической эффективности проектного решения, поскольку принятый при этой оценке тариф недостоверен. Прогнозирование тарифов неизбежно дает слишком большой диапазон их возможных значений, так как перспективная динамика изменения тарифов зависит от темпов инфляции, темпов роста цен на топливо, тарифной политики, проводимой органами государственного регулирования, налогового законодательства, а также от некоторых других непредсказуемых факторов.

При обосновании экономической целесообразности того или иного проекта обновления ТЭС задача заключается не в том, чтобы любым способом доказать его коммерческую эффективность. В условиях резкого различия показателей себестоимости производства электроэнергии и тепла на действующих и проектируемых ТЭС и зарегулированности тарифов субъективно “обоснованное” доказательство коммерческой эффективности проекта не приводит ни к чему, кроме бесплодных дискуссий.

При решении задач первого типа необходимо стремиться не к псевдодоказательству абсолютной эффективности проекта, а к обоснованию наиболее экономичного варианта. Для этого вполне достаточно сравнить варианты по суммарным дисконтированным затратам. Посредством формирования необходимого набора вариантов по крите-

рию минимума суммарных дисконтированных затрат обеспечивается наименьшее влияние принимаемого решения на повышение действующих тарифов.

Применение критерия минимума суммарных дисконтированных затрат для выбора оптимального варианта требует выполнения условия сопоставимости сравниваемых вариантов по мощности и энергии. Это условие выполняется, если каждый из сравниваемых вариантов обеспечивает заданную потребность (прирост потребности) в мощности и/или энергии. Нарушение этого условия не позволяет сравнивать варианты по суммарным дисконтированным затратам. Однако при решении перспективных задач, когда сравниваются не конкретные проекты, а лишь ранжируются возможные способы обновления или развития производственных мощностей, оценивать и ранжировать варианты по эффективности можно по удельным дисконтированным затратам. При этом выполнение второго условия не обязательно.

У электростанции, прошедшей модернизацию или техническое перевооружение, себестоимость производства энергии и соответственно тарифы на нее неизбежно повышаются. Объяснение этому простое. Если на действующей электростанции устаревшее оборудование заменяется на самое совершенное, то обеспечивается экономия топлива, которая может достигать 100 г условного топлива на 1 кВт ч, если, например, паротурбинный блок с удельным расходом условного топлива, равным 360 г (кВт ч), заменить на ПГУ с удельным расходом условного топлива 260 г (кВт ч). В стоимостном выражении при цене условного топлива 500 руб т эта экономия равна 5 коп (кВт ч).

Однако эта экономия не может окупить даже увеличение амортизационных отчислений ПГУ. Средняя удельная стоимость установленной мощности действующих ГРЭС оценивается примерно в 2200 руб кВт. Установка же ПГУ в порядке замены паротурбинной установки обходится как минимум в 14 000 руб кВт. При норме 3,3 % амортизационные отчисления увеличатся почти на 390 руб кВт. Если принять число часов использования установленной мощности 6000 ч год, то увеличение амортизационных отчислений составит 6,5 коп (кВт ч). Таким образом, увеличение амортизационных отчислений превысит экономию. И это при том, что экономия топлива принята по максимуму, а увеличение стоимости 1 кВт – по минимуму. Следовательно, к росту себестоимости и тарифов в связи с модернизацией оборудования и техническим перевооружением ТЭС следует относиться как к объективной реальности.

В конечном итоге определяющим при обосновании проектов является не величина ЧДД при осуществлении того или иного варианта, а мера

2003, ¹ 5

3

увеличения тарифов АО-энерго или генерирующей компании в результате реализации проекта. Поэтому при разработке программы модернизации и технического перевооружения ТЭС необходимо систематически проводить оценку последствий принимаемых решений, особенно на начальных этапах реализации “Программы…”. Такая оценка последствий дает возможность получить реальное представление о влиянии принимаемых решений на тарифы генерирующей компании и энергоснабжающей организации.

Рассмотрим способ оценки последствий на примере замещения одной действующей электростанции в генерирующей компании, состоящей из пяти электростанций. В качестве объекта замещения принимается самая неэкономичная электростанция. В òàáë. 1 приведены результаты расчета среднеотпускного тарифа, который для пяти электростанций равен 34,55 коп (кВт ч), а для четырех (без электростанции ¹ 5) – 31,61 коп (кВт ч).

Допустим теперь, что после модернизации или техперевооружения тариф электростанции ¹ 5 увеличился в 1,5 раза, т.е. стал равен 1,5 42 = = 63коп (кВт ч). В таком случае среднеотпускной тариф генерирующей компании составит 31,61 + + 0,07 63 = 36,02 коп (кВт ч), т.е. возрастает только в 1,043 раза.

Зависимость роста среднеотпускного тарифа генерирующей компании от кратности увеличения тарифа электроэнергии на электростанции ¹ 5 после ее модернизации или техперевооружения характеризуется данными, приведенными в òàáë. 2.

Èç òàáë. 2 видно, что замещение электростанции ¹ 5 с увеличением ее тарифа в 1,5 – 2 раза не является для генерирующей компании чем-то экстраординарным. Конечно, результат зависит не только от увеличения тарифа замещаемой электростанции, но и от ее удельного веса в суммарном отпуске электроэнергии генерирующей компании. В то же время полученные результаты указывают на возможность оценки последствий от реализации того или иного проекта и, как следствие, использования такого рода оценок для управления про-

цессом реализации программы модернизации и технического перевооружения ТЭС. Важным является то обстоятельство, что программа будет реализовываться поэтапно и рост тарифов генерирующих компаний растянется во времени. Важно также учитывать, что чем крупнее генерирующая компания, тем больше возможностей проводить модернизацию и техническое перевооружение электростанций с минимальным увеличением действующих тарифов.

Необходимо отметить, что модернизация оборудования и техническое перевооружение электростанций характеризуются не только таким негативным последствием как рост тарифов. Попутно проявляется и положительный результат в виде увеличения начисленных сумм амортизации, которые в настоящее время рассматриваются и используются в качестве основного источника инвестиций.

Переходя к вопросу об организации выполнения “Программы…”, рассмотрим сначала пере- чень возможных источников финансирования, в число которых входят:

1.Амортизационные отчисления.

2.Дивиденды на акции энергетических предприятий и организаций, принадлежащих государству.

3.Инвестиционная составляющая, учитываемая в прибыли.

4.Федеральный, региональный и местный бюджеты.

5.Дополнительная эмиссия акций.

6.Выпуск облигаций.

7.Долгосрочные кредиты, в том числе иностранные.

Амортизационные отчисления по своей сути должны рассматриваться как источник финансирования простого воспроизводства, т.е. программы обновления энергетических объектов. После переоценки основных производственных фондов, проведенной в 2001 г., сумма амортизационных отчислений по электростанциям, входящим в холдинг РАО «ЕЭС России», увеличилась почти в 2,3 раза и в 2002 г. составила 46,3 млрд. руб., или 1450 – 1500 млн. дол. Однако для использования этих средств в качестве источника финансирова-

Ò à á ë è ö à 1

		Äîëÿ	Среднеотпу-		Средне-
	¹ ýëåê-	отпуска		Òñð,	отпускной
		электро-	скной тариф		тариф
	òðî-
		энергии	Òñð,	êîï (êÂò ÷)	нарастающим
	станции
		в общем	êîï (êÂò ÷)		итогом,
		объеме			êîï (êÂò ÷)
	1	0,39	32	12,48	12,48
	2	0,23	34	7,82	20,30
	3	0,16	36	5,76	26,06
	4	0,15	37	5,55	31,61
	5	0,07	42	2,94	34,55

Ò à á ë è ö à	2
Кратность		Новый тариф, коп (кВт ч)		Кратность
увеличения
				увеличения
тарифа
				тарифа
электро-		электростанции	генерирующей
				генерирующей
станции		¹ 5	компании	компании
¹ 5
1		42	34,55	1
1,5		63	36,02	1,043
2,0		84	37,49	1,085
2,5		105	38,96	1,128
3,0		126	40,43	1,170

4

2003, ¹ 5

ния проектов техперевооружения пока что нет возможностей. Амортизационные отчисления остаются в распоряжении электростанций, и без их концентрации в специальном фонде они не могут рассматриваться в качестве серьезного инвестиционного ресурса.

Дивиденды на акции, принадлежащие государству, пока что невелики, но они составляют неотъемлемую часть утверждаемых тарифов. На 31 декабря 2000 г. государству принадлежало 22512,3 млн. обыкновенных акций и 145,5 млн. привилегированных акций. В 2000 г. дивиденды на одну акцию составили по обыкновенным акциям 0,02 руб., по привилегированным – 0,0738 руб. Таким образом, общий объем выплат государству по дивидендам в 2001 г. по итогам 2000 г. составил примерно 460 млн. руб., или приблизительно 15 млн. дол. При этом следует иметь в виду, что в течение последних 3 лет размер дивидендов увеличился в 3 раза по обыкновенным акциям и в 5 раз по привилегированным. Этот источник финансирования может сыграть определенную роль, но в будущем.

Инвестиционная составляющая прибыли характеризуется тем недостатком, что облагается налогом, как и другие составляющие прибыли. Это ведет к дополнительному росту тарифов.

Бюджетные средства – это дешевый источник финансирования капитального строительства, но как инвестиционный ресурс он крайне ограничен. Деньги из бюджета для энергетики выделяются, как правило, либо для проектов, имеющих важное социальное значение, либо для проектов, связанных с обеспечением безопасности страны. Поэтому рассчитывать на бюджетное финансирование программы обновления энергетических объектов не приходится.

Возможности и целесообразность привлечения дополнительного акционерного капитала зависят от ряда факторов. Если ориентироваться на мелких держателей акций и, в том числе, на физиче- ских лиц, то необходимо обеспечить устойчивую выплату дивидендов в размере, не меньшем дохода, получаемого от вклада в Сбербанк РФ. Кроме того, это приведет к росту тарифов на величину дивидендов с учетом налога на прибыль, из которой выплачиваются дивиденды.

Если делать ставку на размещение акций среди крупных акционерных обществ неэнергетического профиля и различных финансово-промышленных групп, то со временем может произойти перераспределение собственности. В принципе перераспределение собственности в рыночной экономике рассматривается как естественный процесс. Однако в энергетике такое перераспределение допустимо только при законодательном запрете перепрофилирования энергетических предприятий. Иначе может быть утрачен контроль государства над элек-

троэнергетикой, что недопустимо, учитывая роль и место электроэнергетики в экономике страны.

Рассчитывать на облигационные займы как на источник инвестиций в настоящее время, если и можно, то в весьма ограниченных размерах. Вопервых, облигации должны быть привлекательны по уровню доходности, что неблагоприятно сказывается на тарифах. Во-вторых, облигации по исте- чении срока займа надо погашать и при этом сразу в полном объеме, что увеличивает риск неплатежеспособности заемщика.

Долгосрочные кредиты не могут в настоящее время рассматриваться в качестве источника инвестиций для электроэнергетики по двум причинам:

из-за слабости банковской системы, не способной выделять необходимые электроэнергетике крупные кредиты на длительные сроки;

нецелесообразности использования кредитов вследствие высокого уровня процентных ставок за выделенный кредит.

Сводная характеристика возможных источников финансирования проектов обновления действующих электростанций представлена в òàáë. 3. В результате ее рассмотрения напрашивается вывод, что в качестве основного источника инвестиций в ближайшей перспективе в принципе может стать амортизация. Во-первых, это один из самых дешевых источников инвестиций. Во-вторых, как показано ранее, при осуществлении модернизации и технического перевооружения энергетических объектов, а также последовательной переоценки основных фондов происходит автоматический рост инвестиционных ресурсов.

Программа обновления объектов электроэнергетики должна обеспечивать минимизацию затрат на ее реализацию и способствовать внедрению новой техники и прогрессивных технологий. При этом следует учитывать, что успешное развитие электроэнергетики возможно только в условиях высокой степени концентрации финансовых ресурсов. В СССР концентрация капитала, используемого в электроэнергетике, достигала максимального значения, поскольку амортизационные отчисления на полное восстановление и большая часть прибыли энергосистем перечислялись в бюджет и затем в централизованном порядке направлялись на строительство энергетических объектов, что позволяло сооружать крупнейшие гидравличе- ские, тепловые и атомные электростанции, мощные дальние электропередачи.

Деконцентрация инвестиционных ресурсов, осуществленная в 90-е годы прошлого столетия, в сочетании с резким снижением доли амортизации и прибыли в тарифах нарушила нормальный процесс концентрации капитала в электроэнергетике. В условиях формируемого рынка невозможно обеспечить концентрацию капитала, характерную для плановой экономики. Но нельзя и мириться с

2003, ¹ 5

5

Ò à á ë è ö à 3

	Источник	Характерные особенности
	финансирования
	Амортизационные	Источник собственный и не облагаемый налогом
	отчисления в составе
		Объем определяется стоимостью основных промышленно-производственных фондов (ОППФ)
	себестоимости электри-
	ческой и тепловой энер-	Имеет тенденцию к росту в связи с периодической переоценкой и увеличением стоимости ОППФ
	ãèè
		Рост объема амортизационных отчислений частично сдерживается увеличением доли ОППФ, нор-
		мативный срок службы которых истек
	Дивиденды на акции,	Источник ограничен по объему из-за низкого уровня дивидендов вследствие зарегулированности
	принадлежащие госу-	тарифов
	дарству
		Принадлежащие государству дивиденды перечисляются в бюджет и используются, как правило, для
		иных целей
		Не исключается тенденция к снижению суммы дивидендов в случае распродажи акций, находящих-
		ся в собственности государства
	Инвестиционная состав-	Источник ограничен по объему вследствие зарегулированности тарифов, а при работе на свободном
	ляющая, включаемая в	рынке ограничен конкурентоспособностью производимой энергии
	прибыль
		Инвестиционная составляющая прибыли облагается налогом, что снижает эффективность ее испо-
		льзования в качестве источника капитальных вложений
	Федеральный, региона-	При выделении средств из бюджета для финансирования капитальных вложений на безвозмездной
	льный, местный бюдже-	основе их влияние на тарифы проявляется в той мере, в которой удельный вес амортизации в себе-
	òû	стоимости возрастает в связи с более высокой стоимостью 1 кВт мощности по сравнению со стои-
		мостью 1 кВт действующей (ранее введенной) мощности
		Если выделение средств из бюджета осуществляется в форме беспроцентной ссуды, то на тарифы
		оказывает дополнительное влияние составляющая прибыли, включаемая в тарифы для погашения
		ссуды
		Источник крайне ограничен и на него могут рассчитывать, как правило, только отдельные особо
		значимые социальные объекты
	Дополнительная эмис-	Дополнительная эмиссия акций влечет за собой увеличение суммы выплачиваемых дивидендов, что
	сия акций	приводит к росту тарифов
		Из-за заниженности стоимости действующих основных производственных фондов необходима до-
		полнительная эмиссия акций в больших объемах, результатом чего может стать перераспределение
		собственности, влекущее за собой ослабление роли государства в управлении собственностью энер-
		гетических предприятий
	Выпуск облигаций	Источник связан с необходимостью выплаты дохода, удорожающего тарифы
		Ограничен по объему, так как облигации выпускаются на срок, по окончании которого должны вы-
		купаться, что связано со значительными затратами и соответственно ростом тарифов
	Долгосрочные кредиты,	Один из самых дорогих источников, требующий как выплаты процентов, так и погашения займа
	в том числе иностран-
		При современном уровне процентных ставок и зарегулированности тарифов рассчитывать на полу-
	íûå
		чение крупных долгосрочных кредитов невозможно, если учесть, что они могут не окупиться. Дол-
		госрочные рублевые кредиты невозможны и вследствие слабости российских банков.

П р и м е ч а н и е . Прирост капитала посредством эмиссии акций и выпуска облигаций в принципе может осуществляться за счет привлечения свободных средств как юридических, так и физических лиц. Однако при низкой доходности акций и облигаций можно рассчитывать только на юридических лиц, стремящихся к участию в управлении собственностью, получению соответствующих выгод, например, особых условий формирования тарифов для них.

существующей раздробленностью инвестиционных ресурсов, которыми располагает электроэнергетика. Поэтому надо переходить к укрупненным хозяйствующим структурам – мощным генерирующим и сетевым компаниям, объединенным АОэнерго.

Наряду с концентрацией инвестиционных ресурсов необходимо предусмотреть возможности поставки энергетического оборудования на условиях лизинга, что позволит более рационально использовать инвестиционные ресурсы и создаст благоприятные условия для осуществления перспективных проектов.

В “Программе обновления объектов электроэнергетики…” должен содержаться отдельный раздел по обоснованию первоочередных проектов и организации контроля за их осуществлением и обеспечению эффективности заложенных в проекты технических решений и качества исходной информации.

Выводы

1. “Программа обновления объектов электроэнергетики…” должна исходить из необходимости поддержания уровня располагаемой мощности электростанций, гарантирующего надежное и бес-

6

2003, ¹ 5

перебойное	энергоснабжение	потребителей, и	сочетание проектов восстановления ресурса рабо-
обеспечивать	минимальное повышение тарифов		ты действующих объектов с проектами модерни-
на электрическую и тепловую энергию в условиях			зации и технического перевооружения ТЭС.
ограниченности инвестиционных ресурсов.			4. Основным источником капитальных вложе-
2. Учитывая резкое различие в уровне затрат на			ний, необходимых для реализации “Программы
производство электрической и тепловой энергии			обновления объектов электроэнергетики…”, в
на действующих и обновленных электростанциях,			ближайшей перспективе могут быть амортизаци-
а также зарегулированность тарифов, критерием			онные отчисления, являющиеся сравнительно де-
отбора проектов обновления должно служить не			шевым источником инвестиционных ресурсов и,
положительное значение ЧДД, а минимум дискон-			как следствие, оказывающим минимальное влия-
тированных затрат.			ние на рост тарифов.
3. При обосновании проектов обновления			5. Для успешного выполнения “Программы об-
энергетических объектов следует учитывать, что,			новления объектов электроэнергетики…” необхо-
чем прогрессивнее технические решения, тем бо-			димо создать условия для концентрации капитала,
льшее воздействие они оказывают на рост тари-			направляемого в электроэнергетику.
фов. Однако при этом более быстрыми темпами			6. С целью рационализации использования ин-
увеличивается объем инвестиционных ресурсов за			вестиционных ресурсов необходимо проработать
счет большего увеличения амортизационных от-			возможности применения лизинговой схемы при-
числений, поэтому необходимо		оптимизировать	обретения энергетического оборудования.

2003, ¹ 5

7