Введение
Энергетика является одной из основных отраслей народного хозяйства любой страны, по уровню ее развития и потенциальным возможностям
можно судить об экономической мощи страны. Энергетическую ситуацию в мире можно назвать относительно благополучной благодаря большим
запасам ископаемого топлива, стабильности цен, Неуклонному прогрессу в области сохранения и рационального использования энергии,
совершенствованию энергетических технологий, более эффективному применению рыночных регуляторов. Но высокого уровня потребления энергии
достигли лишь промышленно развитые страны.
После мирового энергетического кризиса были приняты меры по сохранению и рациональному использованию энергии, что способствовало
значительному снижению энергоемкости материального производства. В результате общая энергоемкость единицы ВВП в промышленно развитых
странах с 1973 г. до начала 1990-х гг. снизилась на 22 %, при этом нефтеемкость — почти на 38 %.
Рост инвестиций не в производство электроэнергии, а в энергосберегающие технологии способствовал сокращению потребления энергии в
промышленно развитых странах, что в свою очередь привело к уменьшению негативного воздействия на окружающую среду.
Кризисные явления в развитии мировой энергетики, которые проявились в середине 2000 г., по нашему мнению, могут вызвать новый виток в
росте энергосбережения и изменения в структуре энергопотребления.
За прошедшие три десятилетия структура энергопотребления на глобальном и национальном уровнях претерпела значительные изменения,
однако по- прежнему исключительно важное значение имеют ископаемые виды топлива, на которые в конце 1990-х гг. приходилось более 90 %
мирового потребления энергоресурсов, в том числе: на нефть — 40,1, уголь — 27,8, природный газ — 22,9 %.
Несмотря на почти трехкратное увеличение производства энергии за счет использования водных и ядерных источников, их доля в мировом
энергобалансе остается незначительной — примерно 5 и 6 % в конце 1990-х гг. При современных темпах роста потребления ископаемых видов
топлива запасов нефти хватит минимум на 75 лет, природного газа — более чем на 100, угля — более чем на 200 лет.
По прогнозу Международного энергетического агентства (МЭА), при сохранении современных тенденций в мировой энергетике в период до
2020, г. глобальное потребление первичных энергоресурсов может возрасти на 65 %. Доля ископаемых видов топлива в мировом энергобалансе к
2020 г. должна сократиться до 76 % и к 2050 г. — до 45 % (табл. 1).
В структуре потребления первичной энергии в Европе к 2015 г. планируется сократить долю нефти с 42 % (2000 г.) до 38 %, в основном за счет
роста доли природного газа с 22 до 27 %.
Надежды, которые возлагались на новые или альтернативные источники энергии, такие, как энергия солнца, ветра, биоэнергия, геотермальная
энергия и другие, остаются пока нереализованными, кардинальных изменений в структуре мирового энергобаланса не произошло. Удельный вес
новых или альтернативных источников энергии, исключая гидроэлектроэнергию, в ее глобальной выработке к 2020 г. будет составлять менее 2 %.
ТЭК как важнейшая подсистема Российской Экономики
Топливно-энергетический комплекс России: один из крупнейших в мире, по масштабам производства энергетических ресурсов уступает лишь
США. В отличие от многих стран в нем велик удельный вес наиболее экологически чистого топлива — природного газа и низка доля каменного угля.
Удельный вес угля в энергобалансе России в конце 90-х гг. составлял всего лишь 14 %, в то время как в Великобритании — 32, Германии — 27, в
Японии -18 %.
Природный газ
Важнейшими природными стратегическими ресурсами являются энергетические ресурсы, в первую очередь газ. Мировые запасы его в начале
третьего тысячелетия оценивались в 146 трлн. м3, мировая добыча составляла 2,3 трлн. м3.
Потенциальные ресурсы природного газа в России на начало третьего тысячелетия оценивались в 212 трлн. м3, при этом разведанные запасы
составляли 48 трлн. м3. На долю России в разведанных мировых запасах газа приходи лось 33 %, а в предполагаемых — до 60 %.
Ресурсная база природного газа характеризуется высокой степенью концентрации запасов в отдельных регионах и крупных месторождениях,
что создает благоприятные условия для его добычи и транспортировки по трубопроводам.
В 1999 г. в России было добыто 590 млрд. м3 природного газа — более трети мировой добычи его. Второе место в мире занимали США (544
млрд. м3 ), за ними следовали Канада (160), Великобритания (90), Алжир (72), Индонезия (68), Нидерланды (64), Узбекистан (51), Норвегия (48), Иран
(50), Саудовская Аравия (46), Малайзия (41), Объединенные Арабские Эмираты (37), Мексика (35 млрд. м 3 ).
Основным районом, обеспечивающим четыре пятых добычи газа в России, является Западная Сибирь, в первую очередь север Тюменской
области. Крупнейший производитель и экспортер — компания «Газпром», которая фактически имеет монопольное право на его вывоз. Ежегодный
объем продаж компании на внутреннем и внешнем рынке в конце 90-х гг. достигал 25 млрд. долл.
В конце 90-х гг. «Газпром» контролировал около трети мировых запасов природного газа, 80 % европейских континентальных запасов, 34 %
мировой торговли природным газом, поэтому его влияние на мировой рынок энергоресурсов огромно. Доля «Газпрома» на внутреннем рынке
Германии, Франции и Италии составляет около 30 %, а в бывших социалистических странах доходит до половины.
Нефть
С середины 90-х гг. в мировой нефти сохраняется тенденция роста добычи. В 1997 г. мировая добыча нефти возросла на 3 % и достигла
рекордного уровня — 3,5 млрд. т. За исключением Западной Европы, где добыча нефти стабилизировалась, практически во всех других регионах
был зафиксирован рост. После некоторого сокращения добычи в 1998 г. из-за низких цен на нефть в 1999 г. мировая добыча увеличилась (табл. 1).
Таблица 1. Динамика мировой добычи нефти
1995
1996
1997
1998
1999
2000
Нефть, млн. т
3266
3369
3475
3345
3489
3500
Крупнейшим в мире продуцентом нефти в конце 90-х гг. оставалась Саудовская Аравия (416 млн. т в 1997 г.), за ней по объему добычи
следовали США (398), Иран (181), Мексика (169), Венесуэла (162), Норвегия (161), Китай (160), Великобритания (122), Германия (113 млн. т).
В бывшем Советском Союзе добыча нефти достигла своего пика в 1988 г. — 570 млн. т, после чего началось падение производства. Однако
еще до 1991 г. по уровню добычи сырой нефти (461 млн. т) Россия сохраняла первое место в мире (табл. 2).
Таблица 2. Динамика добычи нефти в России
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
Нефть, млн. т
520
461
399
354
318
307
301
306
303
305
В начале 90-х гг. началось сокращение добычи нефти в России и переход к освоению менее эффективных запасов. На всех крупных и
высокопродуктивных месторождениях ухудшились условия добычи, соответственно увеличились затраты на бурение скважин и добычу нефти. В эти
годы резко сократилось финансирование капитальных вложений в нефтедобычу.
В нефтедобывающей промышленности России в конце 90-х гг. насчитывалось 143 тыс. нефтяных скважин, из которых простаивало около 40
тыс. В результате к 1997 г. добыча нефти в России сократилась до 306 млн. т (по этому показателю страна уступала Саудовской Аравии и США), а в
1998 г. — до 303 млн. т. В 1999 г. значительный всплеск мировых цен стимулировал рост добычи, которая увеличилась до 305 млн. т.
Добычей нефти в России занято около двадцати компаний. В 1999 г. из 305 млн. т добытой нефти более половины приходилось на пять
крупнейших нефтяных компаний, в том числе — «ЛУКойл» — 53 млн. т (18 %), «Сургутнефтегаз» — 37 (12 %), «ЮКОС» — 34 (11 %), «Татнефть» —
24 (9 %), «СИДАНКО» — 20 млн. т (7 %).
Крупными производителями нефти были также «Тюменская нефтяная компания» — 20 млн. т (7 %), «Сибнефть» — 16 (5 %), «Роснефть» — 13
(4 %), «Славнефть» -12 млн. т (4 %), «ОНАКО» — 8 млн. т (3 %).
Сырьевая база России позволяет полностью обеспечить потребности народного хозяйства в нефти и нефтепродуктах. Но в последние годы
произошло ухудшение ее структуры и качества, и снизились геолого-экономические показатели освоения. Начальные запасы месторождений нефти,
находящиеся в разработке, выработаны в среднем на 48 %. Доля трудноизвлекаемых, низкоэффективных запасов в общем балансе разведанных
запасов достигла 55 %. Увеличилось количество месторождений с высокой степенью выработанности и обводненности. Добыча нефти на половине
месторождений нерентабельна.
По данным специалистов Министерства энергетики России, при нынешнем уровне затрат (примерно 1,5 млрд. долл.) на поиск месторождений,
бурение новых скважин на действующих месторождениях, развитие технологий бурения, повышение нефтеотдачи и другие затраты нефтедобыча в
России может резко сократиться. Для поддержания оптимальных темпов нефтяному комплексу России необходимо в период до 2005 г. как минимум
36 млрд, долл., а общий инвестиционный потенциал отрасли оценивается в 100 – 150 млрд. долл.
Каменный уголь
На протяжении 90-х гг. в мировой добыче угля сохранялась тенденция роста: в 1997 г. она увеличилась на 0,6 % и достигла 3840 млн. т (табл. 3).
Таблица 3. Динамика мировой добычи угля
1995
1996
1997
1998
Уголь, млн. т
3654,2
3818,3
3840,0
3845
В числе крупнейших продуцентов угля первое место с большим отрывом в конце 90-х гг. занимал Китай (1352 млн. т) — почти треть мировой
добычи. Далее следовали (млн. т в 1997 г.): США (913), Индия (310), ЮАР (220), Австралия (206) Польша (137), Индонезия (55). Больше половины
мировой добычи каменного угля приходится на компании, контролируемые государством, это в первую очередь относится к крупнейшим мировым
производителям — Китаю, Индии, Польше и др.
В последние годы государственные дотации на добычу угля в странах Западной Европы сократились, а в Японии практически прекратились.
Эти процессы в перспективе могут привести к уменьшению мировой добычи каменного угля.
В развитых странах продолжался интенсивный рост производительности труда в отрасли, что связано с сохранением тенденции снижения в
динамике мировых цен на каменный уголь, либерализации рынков электроэнергии и усилении конкуренции со стороны производителей природного
газа.
Одновременно в странах с развитой рыночной системой отмечается концентрация капитала и происходит смена ориентиров в угольном
бизнесе.
В топливно-энергетическом балансе России на долю угля приходится примерно 12 – 13 %. Угольная промышленность страны, как и
большинство других добывающих отраслей, переживает глубокий кризис. С 1991 по 1999 гг. добыча угля сократилась почти в 1,5 раза. В 2000 г.
объем ее немного возрос (табл. 4).
Таблица 4. Динамика добычи угля в России
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
Уголь, млн. т
345
327
296
262
250
247
227
220
248
257
Согласно оценкам специалистов, в перспективе доля угля в топливно-энергетическом балансе страны будет повышаться, и спрос на уголь в
связи с изменениями структуры запасов основных энергоносителей будет возрастать.
Анализируя экономический и инвестиционный потенциал добычи угля, следует подчеркнуть, что Россия обладает самыми крупными в мире
прогнозными запасами каменного угля, которые составляют 30 % мировых (5,3 трлн. т). Разведанные запасы оцениваются в 202 млрд. т (12 %
мировых), по этому показателю страна занимает третье место в мире после США (445 млрд. т) и Китая (272 млрд. т). Около половины промышленных
запасов соответствует мировым стандартам. Доля разведанных запасов высококачественных дефицитных коксующихся углей и антрацита
составляет всего 12 % общих запасов каменного угля в России.
После распада Советского Союза, нарушения экономических связей и ликвидации системы финансирования и управления энергетика России
переживает глубокий кризис. Особенно тяжелая ситуация сложилась в таких секторах, как добыча нефти и газа, производство электроэнергии.
Электроэнергетика
В конце 90-х гг. установленные электроэнергетические мощности России составляли 213 кВт, что соответствовало более 7 % общемировых. Из
совокупного объема электроэнергетических мощностей России 70 % приходилось на теплоэлектростанции (ТЭС), 20 — на гидроэлектростанции
(ГЭС) и 10 % — на атомные электростанции (АЭС).
Указанная структура установленных электроэнергетических мощностей России примерно соответствует аналогичной структуре в ведущих
промышленно развитых странах.
Производство электроэнергии в России сократилось с 1057 млрд. кВт-ч в 1990 г. до 846 млрд. кВт/ч в 1999 г. Удельный вес России в мировом
производстве электроэнергии за этот период уменьшился с 8,2 до 7,4 %. По предварительным данным, за 2000 г. ожидается некоторый рост — до
850 млрд. кВт/ч. Главными причинами сокращения выработки электроэнергии являются уменьшение спроса со стороны потребителей и износ
установленного оборудования. По оценкам специалистов, около 40 % электростанций в России имеют устаревшее оборудование, а 15 % станций
отнесены к категории небезопасных для эксплуатации.
По производству электроэнергии на душу населения Россия в 1993 г. занимала 13 место в мире, а в конце 90-х гг. — 16-е (табл. 7). Фактически в
России сохранилась монополия на производство электроэнергии в лице РАО «ЕЭС России», в которое входят 72 территориальных акционерных
общества энергетики и электрификации. Это крупнейшее в мире централизованно управляемое энергетическое объединение. Основные
электрические сети позволяют работать параллельно 65 энергосистемам.
В ведении РАО «ЕЭС» находится около 600 теплоэлектростанций (ТЭС), более 100 гидроэлектростанций (ГЭС) и 9 атомных электростанций
(АЭС). Длина основных линий электропередач составляет примерно около 440 тыс. км.
Принципиальных изменений в структуре производства электроэнергии в России в 90-е гг. не произошло. По-прежнему более половины всей
электроэнергии производится на тепловых электростанциях (ТЭС), в том числе комбинированного цикла (КЭС), использующих комбинированные
парогазовые установки (табл. 5).
Таблица 5. Структура производства электроэнергии на электростанциях в России
Показатель
1990 г.
1995 г.
2000 г.
2005 г. (прогноз)
Всего
Теплоэлектростанции (ТЭС)
Комбинированные станции (КЭС)
Гидроэлектростанции (ГЭС)
Атомные электростанции (АЭС)
1082
400
397
167
118
860
332
252
177
99
846
342
232
150
122
1020
457
249
180
134
До конца текущего десятилетия планируется осуществить техническое перевооружение и реконструкцию тепловых электростанций, работающих
на угле, и перевести их на использование чистых угольных технологий, а также реконструировать электростанции, работающие на газе, оснастив их
парогазовыми установками. С 2001 по 2005 гг. предполагается ввести в эксплуатацию дополнительные мощности ТЭС за счет комбинированных
парогазовых установок с общим объемом около 8 млн. кВт. К 2005 г. примерно 80 % всей электроэнергии в России будет производиться на
теплоэлектростанциях в основном комбинированного типа. Доля природного газа, используемого ТЭС за этот период, возрастет до 67 %, доля угля
составит 28 % и мазута — 5 %.
Производство электроэнергии на гидроэлектростанциях в конце 90-х гг. сохранялось на уровне начала десятилетия. В начале следующего
столетия запланировано строительство в России еще 14 ГЭС, ввод в эксплуатацию которых к 2005 г. даст возможность увеличить отечественные
мощности по производству электроэнергии на 32 – 5 млрд. кВт/ч.
В стадии строительства находятся Вилюйская ГЭС в Якутии, Усть-Среднеканская ГЭС в Магаданской области, каскад небольших ГЭС на
Камчатке. В Карелии будут введены в эксплуатацию Белопорожская и Морская ГЭС на реке Кемь. На Северном Кавказе завершится строительство
Ирганайской, Гоцатлинской, Аутигерской, Советской и Зеленчукской ГЭС.
В конце 90-х гг. в России в эксплуатации находилось девять атомных электростанций общей мощностью 21 Мвт. В 1998 г. они выработали
свыше 100 млрд. кВт/ч электроэнергии, что составило около 12 % общего объема ее производства в России. Для сравнения: аналогичный
показатель для стран Запад ной Европы равен 30 %. Себестоимость электроэнергии, производимой АЭС, в 1,5-2 раза ниже, чем на ТЭС.
В начале нового тысячелетия планируется ввести в эксплуатацию новые энергоблоки на Калининской, Курской, Ростовской, Ленинградской и
Кольской АЭС. Вместе с тем в Центральном и Северо-Западном районах предполагается вывести из эксплуатации ряд мощностей. Ожидается, что
в дальнейшем в России будут сооружаться более совершенные и более безопасные атомные станции. Их мощности могут возрасти до к 2010 г. — до
43 гВт. Стоимость реализации программы развития атомной энергетики России на ближайшее десятилетие оценивается примерно в 13,8 млрд. долл.
В последние годы в России возрос интерес к малой и нетрадиционной энергетике. Разработана соответствующая программа, согласно которой
в начале тысячелетия планируется построить ветровые электростанции — Калмыцкую, Тывинскую, Магаданскую, Приморскую, Западно-Приморскую
и геотермальные электростанции — Верхне-Мугимовскую, Океанскую, Паужетскую. На Юге России, в Кисловодске, предполагается сооружение
первой в стране опытно-экспериментальной электростанции, работающей на солнечной энергии.
По нашим оценкам, ввод в эксплуатацию указанных электростанций позволит к 2010 г. довести долю нетрадиционной и малой энергетики в
энергобалансе России до 2 %.
В ведущих промышленных державах наметилась устойчивая тенденция к сокращению энергоемкости создаваемой единицы ВВП, а в России с
начала 90-х гг. сохраняется противоположная тенденция. С 1990 по 1999 гг. энергоемкость ВВП России увеличилась на 32 %, а энергоемкость
промышленного производства — более чем на 45 %. В конце 90-х гг. энергоемкость промышленного производства в России была почти в 50 раз
выше, чем в Японии, Швейцарии и Гонконге.
Росту энергоемкости ВВП России в целом и промышленного производства в частности в 90-е гг. способствовали факторы структурного
характера, а также увеличение стоимости энергии и ее доли в общих издержках производства конечной продукции. Так, если в США в автомобильной
промышленности доля энергоносителей в себестоимости продукции в 90-х гг. составляла 1 – 2 %, то в России аналогичный показатель достигал 12 –
18 %.
Потенциал энергосбережения в промышленности используется не более чем на 2 %. В целом по России лишь примерно 10 % промышленных
предприятий инвестируют капитал в энергосберегающие проекты. В результате мер, которые начали приниматься в промышленности, за 1997 г.
было сэкономлено около 8 млн. т условного топлива. Уже в ближайшей перспективе необходимо уделять значительное внимание повышению
эффективности использования электроэнергии.
По расчетам специалистов, благодаря внедрению эффективных энергосберегающих технологий в России может быть достигнуто годовое
сокращение потребления электроэнергии к 2010 г. на 112 млрд. кВт/ч.
Однако до сих пор государство практически никак не поощряет деятельность по эффективному использованию энергии, хотя мировая практика,
равно как и российский опыт доказали, что энергосбережение обходится дешевле, чем строительство и ввод в эксплуатацию новых энергетических
мощностей.
В середине 90-х гг. был принят Федеральный закон «Об энергосбережении», основной целью которого является стимулирование применения
более эффективных технологий, которые в перспективе приведут к значительной экономии энергоресурсов. К сожалению, закон не предлагает
конкретных мер по созданию финансово-экономических механизмов, которые могли бы стимулировать разработку и внедрение энергосберегающих
технологий.
Определенный вклад в решение этой проблемы могут внести разработка и внедрение федеральной целевой программы «Энергосберегающая
электротехника», основной целью которой является освоение серийного производства новых высокоэффективных энергосберегающих изделий.
В ближайшие годы в российской энергетике приоритет должен быть отдан созданию и завершению строительства современных ГЭС,
экологически чистых ТЭС на угле, созданию АЭС нового поколения, развитию малой и нетрадиционной энергетики.
Потребности российской электроэнергетики в инвестициях в ближайшие 15 лет оцениваются специалистами в 60-80 млрд. долл. Удовлетворять
их России на 65 – 70 % придется за счет собственных ресурсов, для чего необходимо установить тарифы на электроэнергию на таком уровне, чтобы
можно было покрывать текущие издержки производства и долгосрочные инвестиции.
По оценкам специалистов, к 2005 г. производство электроэнергии в России может возрасти до 1020 млрд. кВт/ч, к 2010 г. — до 1269 млрд.
кВт/ч. Основной прирост производства (80 %) произойдет за счет ТЭС в основном комбинированного цикла и лишь 20 % — за счет АЭС и ГЭС.
Российская электроэнергетика имеет огромный экспортный потенциал. Девальвация национальной валюты повысила ее
конкурентоспособность. Специалисты РАО «ЕЭС России» разработали программу развития экспорта в страны Европы и Азии, среди которых
наиболее перспективными являются Германия, Финляндия и Китай. В начале следующего тысячелетия экспорт электроэнергии можно увеличить с 20
до 40 млрд. кВт/ч, соответственно ежегодные валютные поступления могут возрасти до 1,5 млрд. долл.
Вместе с тем следует иметь в виду, что при условии динамичного роста промышленного производства в России и сохраняющемся высоком
показателе энергоемкости ВВП страна может столкнуться с реальным дефицитом электроэнергии уже в ближайшем будущем.
Так же в приложении: статья Кашина В. и Бобоева М. о «Возможности мобилизации средств для развития ТЭК», с.31.
Влияние экономики на тарифы
КОГДА энергетики начинают говорить о повышении тарифов, все остальное «неэнергетическое» население страны воспринимает такие
разговоры болезненно, на сторону РАО «ЕЭС России вставать отказывается категорически и призывами к диалогу пренебрегает. Тогда попробуем
хотя бы спокойно выслушать и понять наших соотечественников из супермонополии.
По пути логики
«Налоги растут» — это знаменитое на весь мир, словосочетание начала нынешнего года не однократно, а как минимум дважды было повторено
(без радости, судя по всему) гидроэнергетиками России. Сначала вырос налог на имущество. Вырос просто и буднично в результате переоценки
стоимости основных фондов. Словно в результате цепной реакции затраченное производство продукции, например, Волжской ГЭС имени В.И.
Ленина, что в городе Жигулевске Самарской области, возросли на 26,3 процента. Затем увеличился «водный налог», то есть плата за пользование
водными объектами. Он не просто подрос, а рванул вверх с 1 рубля за 1000 кВт/ч. до 13 рублей 80 копеек. Затраты на единицу продукции
повысился еще на 13, 94 %. Итог: гидроэлектростанция, выполнив план первого квартала по производству электроэнергии и уплатив все налоги,
оказалась в убытке. Логика развития нарушилась, что вначале не смутило персонал и руководство ГЭС. Потому что согласно существующим
правительственным документам, в частности «Порядку утверждения и применения тарифов на электрическую и тепловую энергию в РФ», тарифы
гидростанций должны пересматриваться Федеральной энергетической комиссией РФ (ФЭК), если того требуют обстоятельства. И тот же «водный
налог» должен быть заложен в тарифе на выработку электроэнергии. Все это должно происходить вне зависимости от желания чиновников любого
ранга, а просто во исполнение соответствующих правительственных документов. Соответствующие предложения были направлены в ФЭК еще 1
февраля.
В том же феврале, 19 числа, председатель правления РАО «ЕЭС России» Анатолий Чубайс обратился с письмом в Правительство РФ, в
котором подчеркнул, что пересмотр тарифов для федеральных гидравлических электростанций, занимающих лишь 8 процентов в общем
производстве электроэнергии страны, практически не скажется на конечных потребителях. Вернее, скажется менее чем на 1 процент в сторону
увеличения. Если же этого не сделать, то рентабельность ГЭС снизится да 1,6 процента. Логично было бы услышать ответ ФЭК (даже
отрицательный), считают работники ГЭС. Но его не последовало.
Юридический шаг
Приятно отметить, что не все спорные ситуации «разруливаются» в наше неспокойное время при помощи людей в камуфляже или других
закулисно силовых методов. Руководство гидростанции обратилось в арбитражный суд, который в начале июня должен рассмотреть в Москве иск
Волжской ГЭС им. В. И. Ленина к ФЭК.
Обращение к правосудию явилось закономерным шагом в сложившейся ситуации, — считает Расим Хазиахметов, гендиректор Управляющей
компании «Волжский гидроэнергетический каскад» (УК ВоГЭК), руководящей работой двух крупнейших на Волге ГЭС в Жигулевске и Волгограде. —
ФЭК не реагирует на наши обращения, нет ни мотивированного отказа, ни решения об увеличении тарифа. А проблема нарастает как снежный ком.
Во втором квартале, по нашим прогнозам, обязательные выплаты по налогам и зарплате вообще превысят объем поступлений за реализованную
электроэнергию. И в такой ситуации оказалась не только Волжская ГЭС в Жигулевске, но и другие станции Волжско-Камского каскада, В ближайшее
время крупнейшая ГЭС, находящаяся под управлением УК ВоГЭК, Волжская ГЭС Волгоградской области обратится с аналогичным исковым
заявлением в арбитражный суд. Думаю, наши аргументы в претензиях к Федеральной энергетической комиссии не только законны, но и убедительны.
Здравый смысл
Опасения господина Хазиахметова очевидны и небезосновательны. Согласно плану реструктуризации РАО «ЕЭС России» под единым
руководством УК ВоГЭК могут оказаться в обозримом будущем 9 ГЭС Волжско-Камского каскада. Снижение рентабельности этих объектов ввиду
указанных выше причин, нестабильность работы и другие факторы могут оказать влияние на громадный регион России, в котором проживают
десятки миллионов человек. Так что речь идет не только о рентабельности станций, не только о доходах, которые по той же логике должны всегда
превышать расходы, иначе работа становится бессмысленной. Мы говорим в определенной мере о проблемах, с которыми столкнется в ближайшее
время один из крупных сегментов общей схемы энергетической безопасности страны.
В скором времени, если, разумеется, вопрос о регулировании тарифов так и будет оставаться без движения, не только гидростанции Волжско-
Камского каскада, но и другие подобные структуры, находящиеся отнюдь не в привилегированном положении, вынуждены будут бороться за свои
права.
Следующий момент — технический. Весенне-летний сезон для работников отрасли — время ремонта оборудования, изношенность которого
давно перекрывает допустимые. У энергетиков не так много времени, чтобы заниматься судебными разбирательствами по очевидным вопросам.
Основная задача — подготовка к зиме. А зимой, как показывает практика, никто не будет спрашивать с руководства ГЭС копий судебных решений и
юридических документов. Зато будут требовать бесперебойной работы энергосистем в городах и поселках.
В создавшейся ситуации пока никто не использует ярких эпитетов и красочных сравнений. Да, положение непростое, но выходы из него
очевидны и не так уж болезненны. Да, в определенной степени время упущено, но оно пока терпит, вернее, ждет решения, возможно,
компромиссного, но логичного, оперативного и юридически выверенного.
В период планового хозяйства низкая стоимость топливно-сырьевых ресурсов была обусловлена как общей концепцией ценообразования, так
и трудностями регулирования инфляционного движения цен на продукцию многономенклатурных отраслей. После 1992 года особенно важным
представлялось вывести на мировой уровень цены основных экспортных ресурсов, таких как нефть, газ и нефтепродукты, чтобы «открыть»
отечественную экономику, привлечь инвестиции в развитие ТЭКа и получить дополнительный стабилизатор для внутренних цен (ожидалось, что
мировые цены будут служить верхним пределом для роста внутренних).
Понятие выхода на мировые цены можно определить двояко. Во-первых, имеется в виду достижение равенства внутренней цены,
пересчитанной в доллары по официальному обменному курсу, и мировой. С практической точки зрения это значит достичь равной выгодной
реализации продукции на внутреннем и внешнем рынках с учетом дополнительных затрат на транспортировку, но без таможенных пошлин. Во-вторых,
данное понятие связано с удорожанием энергоресурсов по сравнению с другой продукцией. Точнее речь идет об опережающем росте индексов цен
на энергоносители. В качестве ориентира нормального уровня относительных цен более корректно использовать не мировые, т. е. цены экспортно-
импортных операций, а относительные внутренние в развитых странах, поскольку они, как правило, резко отличаются от мировых (вследствие
государственного регулирования, налогообложения и других факторов).
Также особенностью нашей станы являются тяжелый климат и очень большая территория, а поэтому затраты на единицу продукции как правило
выше, чем во многих развитых странах мира.
В настоящее время задача по выводу цен на энергоносители на мировой уровень выполнена, однако повышение цен недостаточно для
структурной перестройки народного хозяйства. Дело в том, что реализация энергосберегающих технологий в промышленности невозможна без
значительных инвестиций. Предприятиям необходимо также время для адаптации к новым соотношениям цен и внедрения таких технологий. Однако
у них не оказалось ни инвестиций, ни времени для структурной перестройки из-за общего скачка цен в 1992 году, обесценившего все средства. В
результате рост цен на энергоносители способствовал не повышению эффективности энергопотребления, а углублению спада производства,
инфляции издержек и увеличению неплатежей в экономике.
Если рассмотреть динамику соотношения внутренних и мировых цен на отдельные энергоносители, их анализ покажет следующее.
Нефть. Внутренние цены предприятий в долларовом исчислении проявляют устойчивую тенденцию к росту, за исключением снижения 1994
года. Хотя в рублях цена тонны нефти удвоилась за данный период, что объясняется резким падением валютного курса рубля к доллару в 1994 г. В
1996 году рост внутренней цены нефти замедлился, что было связано с падением темпов инфляции. Внутренняя цена промышленности на нефть
включает транспортные затраты на ее доставку до потребителя, а также налоги. Поскольку мировая цена определяется ее уровнем для Западной
Европы и не включает налоги и транспортные расходы на перекачку нефти до потребителя по территории западноевропейских стран, то адекватным
является соотношение внутренней цены производителя с мировой. С 1993 г. оно находится в пределах 40 – 54 % (за исключением конца 1994 г.,
когда временно резко повысился курс доллара к рублю). За лето и осень 1996 г. значительно поднялись мировые цены на нефть, а внутренние росли
медленно, соответственно инфляции. Поэтому приведенное выше соотношение понизилось до 41,4 %.
Газ. С 1992 года по декабрь 1995 внутренняя цена промышленности на газ по отношению к мировой выросла с 2,6 до 69,2 %, а в октябре 1996
г. снизилась до 66 %, что было вызвано мерами правительства по сдерживанию его удорожания. Внутренние цены приобретения по группам
потребителей не отвечают принципам равенства реальной стоимости газа для каждой группы. Как и с электрической энергией, промышленность
дотирует льготную цену для населения. В развитых странах население платит значительно больше, чем промышленность, поскольку требуются
дополнительные затраты на создание и функционирование распределительных газовых сетей. В 1998 году намечено цену газа для населения
довести до уровня ее реальных издержек (без акциза), а малоимущим семьям выплачивать компенсацию.
Уголь. В 1995 г. доля стоимости добычи в цене потребления снизилась до 52 %, а в декабре 1996 — повысилась до 75,1 %. Стоимость
транспортировки росла вплоть до 1996 г., затем в результате усилий правительства по сдерживанию роста тарифов на грузовые железнодорожные
перевозки удалось снизить долю транспортных расходов в цене приобретения до уровня 1992 года. Однако, за 1996 год почти в 2 раза возросла
стоимость добычи, в то время как стоимость перевозки снизилась на 42 %. В результате цена приобретения увеличилась на 34 %. Таким образом в
этот период цена приобретения энергетического угля в России по сравнению с США была равна 99,1 %. Это связано в основном с ростом стоимости
добычи, но если рассчитывать цены не по валютному курсу рубля, а по паритету покупательной способности, то стоимость нашего угля превысит ее
уровень в США на 36 %. Отсюда следует, что необходимы серьезные меры по сдерживанию цены добычи.
Электроэнергия. За годы реформ средний тариф на электроэнергию по сравнению с США вырос с 9 % до 80,2 %. Тариф для промышленности
составляет 90 – 95 % уровня США. Промышленные потребители дотируют льготные тарифы на электроэнергию для населения.
Необходимо их постепенное социально обоснованное повышение, с тем чтобы снизить чрезмерную нагрузку в тарифах на промышленность,
которую она уже не выдерживает.
В 1997 году конъюнктура мирового рынка нефти существенно ухудшилась. Рост добычи в ряде стран, не входящих в ОПЕК (Великобритания,
Норвегия, Мексика, Китай), равно как и повышение квот такими членами ОПЕК, как Венесуэла и Нигерия, вкупе с распространением технологий,
удешевляющих освоение месторождений, привело к снижению мировых цен на нефть на 2 – 7 %. Необычно мягкая зима не оправдала надежды на
удорожание нефти в отопительный сезон. В результате в январе цены снизились еще на 10 – 15 %, приблизившись к уровню 1994 года. Ряд западных
специалистов указывает, что сохранение сложившейся ситуации на рынке нефти сократит валютные поступления России на 3 млрд. $, и выход из
сложившейся ситуации можно найти только в эффективном государственном регулировании.
Общие принципы и методы формирования регулируемых тарифов (цен)
При установлении тарифов (цен) организациям, осуществляющим регулируемую деятельность, обеспечивается компенсация экономически
обоснованных расходов на производство продукции (услуг) и получение прибыли, определяемой в соответствии с настоящим документом.
Расчет и формирование тарифов (цен) осуществляются исходя из принципа обязательного раздельного учета организациями,
осуществляющими регулируемую деятельность, объемов продукции, доходов и расходов по производству, передаче и сбыту энергии в соответствии
с постановлением Правительства Российской Федерации от 6 июля 1998 г. № 700 "О введении раздельного учета затрат по регулируемым видам
деятельности в энергетике".
В целях создания механизма привлечения инвестиций при установлении тарифов (цен) регулирующие органы определяют для организаций,
осуществляющих регулируемую деятельность, величину прибыли, необходимой для их эффективного функционирования и развития, путем
установления обоснованной нормы прибыли на капитал, используемый в регулируемой деятельности. До разработки методологии проведения для
целей регулирования оценок стоимости капитала, используемого указанными организациями в регулируемой деятельности, учитывается величина
прибыли, необходимой для обеспечения организаций, осуществляющих регулируемую деятельность, средствами на обслуживание привлеченного и
заемного капитала, собственными средствами на развитие, для выплаты дивидендов и финансирования за счет прибыли других обоснованных
расходов. Размер инвестиций, включаемых в расчеты тарифов (цен), определяется на основе программ развития организаций, осуществляющих
регулируемую деятельность, и утверждается регулирующими органами в установленном порядке как составная часть тарифа (цены).
Основным методом расчета регулируемых тарифов (цен) является метод экономически обоснованных расходов. При формировании
регулируемых тарифов (цен) по методу экономически обоснованных расходов тарифы (цены) рассчитываются путем деления величины
необходимой валовой выручки на планируемый организацией, осуществляющей регулируемую деятельность, объем производства продукции (услуг),
определяемый на основании сводного баланса производства и поставок электрической энергии (мощности) в рамках Единой энергетической
системы России по субъектам Российской Федерации, утверждаемого Федеральной энергетической комиссией Российской Федерации.
Определение состава расходов и оценка экономической обоснованности производятся в соответствии с Федеральным законом "О
государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации", главой 25 Налогового кодекса
Российской Федерации и методическими указаниями, утверждаемыми Федеральной энергетической комиссией Российской Федерации.
Регулирующие органы обязаны включать в состав регулируемых тарифов (цен) расходы на топливо, определяемые на основе:
· нормативов удельного расхода топлива, за исключением ядерного (дифференцированных по типам генерирующего оборудования, видам
топлива и т. п.), на производство 1 киловатт/часа электрической энергии, утверждаемых Министерством энергетики Российской Федерации по
согласованию с Федеральной энергетической комиссией Российской Федерации;
· цен на топливо, предусмотренных пунктом 15 настоящего документа;
· документов, регламентирующих потребность в ядерном топливе энергоблоков атомных электростанций, а также создание на них страхового
запаса ядерного топлива;
· расчетных объемов потребления топлива с учетом структуры потребления, сложившейся за последние 3 года;
· нормативов создания запасов топлива (за исключением ядерного), рассчитываемых в соответствии с методикой, утверждаемой
Министерством энергетики Российской Федерации по согласованию с Федеральной энергетической комиссией Российской Федерации.
При определении расходов на оплату труда, включаемых в регулируемые тарифы (цены), регулирующие органы используют размер фонда
оплаты труда конкретных категорий работников, определяемый в соответствии с отраслевыми тарифными соглашениями с учетом фактического
объема фонда оплаты труда этих категорий работников, сложившегося за последний расчетный период регулирования.
При определении включаемых в регулируемые тарифы (цены) расходов на проведение ремонтных работ регулирующие органы
руководствуются:
· нормативами расходов на ремонт основных производственных фондов (с учетом их обоснованной индексации), утверждаемыми
уполномоченными органами по согласованию с Федеральной энергетической комиссией Российской Федерации;
· ценами, предусмотренными пунктом 15 настоящего документа;
· программами проведения ремонтных работ с целью обеспечения надежного и безопасного функционирования производственно-технических
объектов и предотвращения возникновения аварийных ситуаций, утверждаемыми организациями, осуществляющими регулируемую
деятельность.
При проведении расчетов тарифов (цен) на сырье, материалы, работы и услуги производственного характера, топливо для технологических
целей и на услуги по его перевозке, а также на иные товары и услуги регулирующие органы применяют:
· регулируемые государством тарифы (цены);
· цены, установленные на основании договоров, заключенных в соответствии с правилами закупок (конкурсов, торгов);
· официально опубликованные прогнозные рыночные цены и тарифы, установленные на расчетный период регулирования, в том числе
биржевые котировки цен (в случае отсутствия договорных цен). При отсутствии договорных цен применяются прогнозные индексы изменения
цен в целом по отраслям промышленности, разрабатываемые Министерством экономического развития и торговли Российской Федерации.
В целях привлечения в электроэнергетику средств инвесторов регулирующие органы предусматривают при установлении тарифов (цен) на
электрическую энергию для новых электростанций и иных энергообъектов, инвестиционные проекты по строительству и техническому
перевооружению которых согласованы с регулирующими органами в установленном порядке, доходность на вложенный капитал: на уровне ставки
рефинансирования Центрального банка Российской Федерации, действующей на момент принятия решения об утверждении тарифа (цены),
увеличенной в 1,1 раза, — при инвестициях, осуществляемых в рублях; на уровне, рассчитанном на основе ставки предложения кредитных ресурсов
на Лондонском межбанковском рынке (LIBOR) в соответствии с методическими указаниями, утверждаемыми Федеральной энергетической
комиссией Российской Федерации по согласованию с Министерством экономического развития и торговли Российской Федерации, — при
инвестициях, осуществляемых в иностранной валюте.
При этом регулирующие органы обязаны включать в состав тарифов (цен), устанавливаемых на соответствующий расчетный период
регулирования, начиная с момента поступления средств на реализацию проекта расходы, связанные с возвратом привлеченных средств и
получением прибыли на вложенный капитал, а также обеспечить включение таких расходов в состав тарифов (цен), устанавливаемых на
последующие расчетные периоды регулирования, в течение всего срока окупаемости проекта.
Порядок рассмотрения инвестиционных проектов организаций, осуществляющих регулируемую деятельность, утверждается Федеральной
энергетической комиссией Российской Федерации по согласованию с Министерством энергетики Российской Федерации и Министерством
экономического развития и торговли Российской Федерации.
По решению Федеральной энергетической комиссии Российской Федерации могут применяться дополнительные методы формирования
регулируемых тарифов (цен), отличные от метода экономически обоснованных расходов, в том числе: метод индексации тарифов (цен); метод
привязки регулируемых тарифов (цен) к определяемой один раз в 3 месяца средневзвешенной цене покупки электрической энергии на оптовом
рынке (рассчитываемой исходя из стоимости электрической энергии, поставляемой в регулируемом секторе оптового рынка по регулируемым
тарифам (ценам), и стоимости электрической энергии, поставляемой в секторе свободной торговли оптового рынка по равновесной конкурентной
цене).
Не допускается одновременное применение различных методов формирования тарифов (цен) в отношении хозяйствующих субъектов,
осуществляющих однородные виды деятельности.
Метод индексации тарифов (цен) может применяться в условиях высокого уровня изменения цен на отдельные группы товаров (услуг),
потребляемых организациями, осуществляющими регулируемую деятельность, и заключается в определении регулируемого тарифа (цены) с учетом
индексации средств на закупку соответствующих товаров (услуг).
Порядок и условия применения указанного метода утверждаются Федеральной энергетической комиссией Российской Федерации.
Метод привязки регулируемых тарифов (цен) к средневзвешенной цене покупки электрической энергии на оптовом рынке состоит в применении
формулы, устанавливающей зависимость изменения указанных тарифов (цен) от изменения средневзвешенной цены покупки электрической энергии
на оптовом рынке.
Заключение
На основе изученных вопросов о топливно-энергетическом комплексе, специфике ценообразования в нем, его роли, функциях, значении в
экономике, представляется возможным подвести некоторые итоги.
Во-первых, введение свободных цен в 1992 году на продукцию ТЭКа (как и на другие товары) осуществлялось без должного учета специфики
переходного периода экономики России и недостаточного учета опыта регулирования цен с развитой рыночной экономикой. Это явилось одной из
причин негативных последствий как в целом для экономики, так и для ее ключевой отрасли.
Во-вторых, ТЭК в результате резкого перехода к свободным ценам в условиях децентрализации управления характеризуется сегодня хаосом в
рыночных связях, множественностью, несогласованностью цен в местах потребления ресурсов, часто завышенных в результате нерациональных
перевозок.
В-третьих, остается спорным вопрос о том, считать ли вывод цен энергоносителей на мировой уровень явлением положительным или нет. По
ценам на многие ресурсы мы уже обогнали многие развитые страны, такие как США и некоторые европейские, но было ли это необходимо? Как
показала практика, зарубежные инвесторы не стремятся вкладывать деньги в наше производство, а для внутренних потребителей цены являются
очень высокими.
Однако нельзя не признать и положительных изменений, о которых мы можем говорить в апреле 1998 года, взглянув на весь переходный
период. Хотя данные некоторых информационных агентств расходятся, но можно с уверенностью сказать, что цены на продукцию ТЭКа уже растут
не так стремительно, а объем производства, наоборот, набирает темп. Например, рост производства в 1997 году составил 0,6 %, причем он был
обеспечен в основном за счет экспортных отраслей, к которым относится нефть, газ и уголь. Большое значение имело создание федерального
оптового рынка электрической энергии, который является фактором, стимулирующим развитие конкурентной среды как для производителей, так и
для потребителей электроэнергии. Надежное энергоснабжение поможет обеспечить и структурная реформа, начавшаяся в 1997 году и
захватывающая газовую промышленность и электроэнергетику. Эта реформа в сферах естественных монополий, направлена также и на
совершенствование системы государственного регулирования, необходимой для решения проблем в тех отраслях, где конкуренция невозможна или
нецелесообразна.
Государственное регулирование необходимо, но важно решить вопрос в каком объеме и в каких сферах народного хозяйства его следует
применять. А для того, чтобы определиться в этом вопросе необходим всесторонний анализ не только исследуемой отрасли (будь то ТЭК или какая-
либо другая), но и всех остальных, потому что в экономике существуют сотни и тысячи как невидимых, так и зримых нитей, связывающих все
элементы хозяйства и неизбежно влияющих друг на друга.
Библиографический список
1. Экономист № 8 2002 г. с.96
2. Экономист № 7 2002 г. с.96
3. Экономист № 2 2001 г. с.96
4. Экономист № 1 1999 г. с.96
5. Маркетинг № 6 2001 г. с.128
6. ЭКО №1 2001 г. С.192
7. Вопросы Экономики № 6 2002 г. с.160
8. Российская газета 2002 г. От 31 мая с.10
Книжные издания
1. Горина Г. А. Ценообразование //Москва, 1996 г.
Периодические издания
2. Байков Н. «Топливно-энергетический комплекс» //«МЭ и МО», № 8, 1998 г.
3. Делягин М. «Шанс изменить лицо российских реформ» // «Литературная газета», № 17(5698), 29.04.1998 г.
4. Дроздова О.Н. «Об упорядочении тарифов и развитии конкуренции на рынке электрической энергии» //«Энергетик», № 8, 1997 г.
5. Кириллова Н. «Рынок топливно-энергетической продукции России» // «Внешняя торговля», № 10 – 12, 1997 г.
6. Кудинов Ю. «Соотношение российских и мировых цен на энергоносители» //«Экономист», № 6, 1997 г.
7. Кузовкин А. «Цены на энергоресурсы и инфляция» //«Экономист», № 5, 1994 г.
8. Родионов П. «Экономика и энергетика: взаимозависимость и проблемы роста» //«Вопросы экономики», № 4, 1997 г.
9. Торбин В. «Региональный аспект совершенствования цен на энергетический уголь» //«Экономист», № 6, 1996 г.
10. «О структурной реформе в электроэнергетике» //«Энергетик», № 8, 1997 г.
|