Реферат: Взаимосвязь экономики и энергетики

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

МОСКОВСКИЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ ИНСТИТУТ

(ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ)

ВОЛЖСКИЙ ФИЛИАЛ

Кафедра социально-гуманитарных наук

Семестровая работа по «Экономика и Бизнес» на тему:

«Взаимосвязьэнергетики и экономики»

                                                                          Исполнитель: студент группы

                                                                     АТП-00 В Щербакова М.А.

 

                                                                                Научныйруководитель: ст. преп.

                                                        Чередниченко И.А.

Волжский 2002

                                      Оглавление:

Введние с. 3 Глава I ТЭК как важнейшая подсистема Российской Экономики с. 5 Природный газ с. 5 Нефть с. 6 Каменный уголь с. 8 Электроэнергетика с.10 Глава II Влияние экономики на тарифы с. 15 Общие принципы и методы формирования регулируемых тарифов (цен) с. 21 Заключение с.  27

Список используемойлитературы                                                                   с.29

Приложение                                                                                                       с. 30

Введение.

Энергетикаявляется одной из основных отраслей народного хозяйства лю­бой страны, по уровню ее развития ипотенциальным возможностям можно су­дить об экономической мощи страны.Энергетическую ситуацию в мире можно назвать относительно благополучнойблагодаря большим запасам ископаемого топлива, стабильности цен, Неуклонномупрогрессу в области сохранения и ра­циональногоиспользования энергии, совершенствованию энергетических техно­логий, более эффективному применению рыночныхрегуляторов. Но высокого уровня потребления энергии достигли лишьпромышленно развитые страны.

Послемирового энергетического кризиса были приняты меры по сохране­нию ирациональному использованию энергии, что способствовало значитель­ному снижениюэнергоемкости материального производства. В результате об­щаяэнергоемкость единицы ВВП в промышленно развитых странах с 1973 г. до начала1990-х гг. снизилась на 22%, при этом нефтеемкость — почти на 38%.

Ростинвестиций не в производство электроэнергии, а в энергосберегаю­щие технологииспособствовал сокращению потребления энергии в промыш­ленно развитыхстранах, что в свою очередь привело к уменьшению негатив­ноговоздействия на окружающую среду.

Кризисныеявления в развитии мировой энергетики, которые проявились в середине 2000 г.,по нашему мнению, могут вызвать новый виток в росте энергосбережения иизменения в структуре энергопотребления.

Запрошедшие три десятилетия структура энергопотребления на глобальном и национальномуровнях претерпела значительные изменения, однако по-прежнему исключительно важноезначение имеют ископаемые виды топлива, на которые в конце 1990-х гг.приходилось более 90% мирового потребления энер­горесурсов, в том числе: нанефть — 40,1, уголь — 27,8, природный газ — 22,9%.

Несмотряна почти трехкратное увеличение производства энергии за счет использованияводных и ядерных источников, их доля в мировом энергобалансе остается незначительной — примерно 5 и 6% в конце1990-х гг. При современных темпахроста потребления ископаемых видов топлива запасов нефти хватит минимумна 75 лет, природного газа — более чем на 100, угля — более чем на 200 лет.

Попрогнозу Международного энергетического агентства (МЭА), при со­хранениисовременных тенденций в мировой энергетике в период до 2020, г. глобальноепотребление первичных энергоресурсов может возрасти на 65%. Доля ископаемых видов топлива вмировом энергобалансе к 2020 г. должна сократитьсядо 76% и к 2050 г. — до 45% (табл. 1).

Вструктуре потребления первичной энергии в Европе к 2015 г. планирует­ся сократитьдолю 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, остаютсяпока нереализованными, не внеся кардинальных изменений в структуремирового энергобаланса не произошло. Удельный вес новых или альтернативныхисточников энергии, исключая гидроэлектроэнергию, в ее глобальнойвыработке к 2020 г. будет составлять менее 2%.

Глава I.

ТЭК как важнейшая подсистема Российской Экономики

Топливно-энергетический комплекс России: один изкрупнейших в ми­ре, по масштабам производства энергетических ресурсов уступаетлишь США. В отличие от многих стран в нем велик удельный вес наиболееэкологически чистого топлива — природного газа и низка доля каменного угля.Удельный вес угля в энергобалансе России в конце 90-х гг. составлял всего лишь14%, в то время как в Великобритании — 32, Германии — 27, в Японии -18%.

Природный газ. Важнейшими природнымистратегическими ресурсами яв­ляются энергетические ресурсы, в первую очередьгаз. Мировые запасы его в начале третьего тысячелетия оценивались в 146 трлн.м3, мировая добыча со­ставляла 2,3 трлн. м3.

Потенциальные ресурсыприродного 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 приходи­лось 33%, а в предполагаемых — до 60%.

Ресурсная база природного газа характеризуется высокой степенью концен­трациизапасов в отдельных регионах и крупных месторождениях, что создает благоприятныеусловия 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 (35млрд. м3).

Основным районом, обеспечивающим четыре пятых добычи газа в России, являетсяЗападная Сибирь, в первую очередь север Тюменской области. Круп­нейшийпроизводитель и экспортер — компания «Газпром», которая фактически имеетмонопольное право на его вывоз. Ежегодный объем продаж компании на внутреннем ивнешнем рынке в конце 90-х гг. достигал 25 млрд. долл.

В конце 90-х гг. «Газпром» контролировал около трети мировых запасовприродного газа, 80% европейских континентальных запасов, 34% мировой торговлиприродным газом, поэтому его влияние на мировой рынок энергоре­сурсов огромно.Доля «Газпрома» на внутреннем рынке Германии, Франции и Италиисоставляет около 30%, а в бывших социалистических странах доходит дополовины.

Нефть. С середины 90-х гг. в мировой нефтисохраняется тенденция роста добычи. В 1997г. 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. Динамикамировой добычи нефти

1995 1996 1997 1998 1999 2000 Нефть, млн. т 3266 3369 3475 3345 3489 3500

Крупнейшим в мирепродуцентом нефти в конце 90-х гг. оставалась Сау­довская Аравия (416 млн. т в1997 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).

Вбывшем 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 добычисырой 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 освоениюменее эффективных запасов. На всех крупных и высокопродуктив­ных месторождениях ухудшились условия добычи,соответственно увеличи­лись затраты на бурение скважин и добычу нефти. В этигоды резко сократи­лось финансирование капитальных вложений внефтедобычу.

Внефтедобывающей 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 иСША), а в 1998 г. — до 303 млн. т. В 1999 г. значительный всплескмировых цен стимулировал рост добы­чи, которая увеличилась до 305 млн. т.

Добычей нефти в России занято около двадцати компаний. В 1999 г. из 305млн. т добытой нефти более половины приходилось на пять крупнейших нефтя­ныхкомпаний, в том числе — «ЛУКойл» — 53 млн. т (18%), «Сургутнефтегаз» — 37 (12%),«ЮКОС» — 34 (11%), «Татнефть» — 24 (9%), «СИДАНКО» — 20 млн. т (7%).

Крупнымипроизводителями 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 на­родногохозяйства в нефти и нефтепродуктах. Но в последние годы произошло ухудшение ее структуры икачества и снизились геолого-экономические пока­затели освоения. Начальные запасы месторождений нефти, находящиеся враз­работке, выработаны в среднем на 48%. Доля трудноизвлекаемых,низкоэффективных запасов в общем балансе разведанных запасов достигла 55%. Уве­личилось количество месторождений с высокойстепенью выработанности и обводненности. Добыча нефти на половинеместорождений нерентабельна.

По данным специалистов Министерства энергетики России, при нынешнем уровнезатрат (примерно 1,5 млрд. долл.) на поиск месторождений, бурение новых скважинна действующих месторождениях, развитие технологий буре­ния, повышениенефтеотдачи и другие затраты нефтедобыча в России может резко сократиться. Для поддержания оптимальных темпов нефтяному ком­плексу России необходимо в период до 2005 г. какминимум 36 млрд, долл., а общий инвестиционный потенциал отраслиоценивается в 100-150 млрд. долл.

Каменный уголь.На протяжении 90-хгг. в мировой добыче угля сохраня­лась тенденция роста: в 1997 г. она увеличиласьна 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 крупнейшихпродуцентов 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 мировойдобычи каменного угля приходится накомпании, контролируемые государством, это в первую очередь относится ккрупнейшим мировым производителям — Китаю, Индии,Польше и др.

Впоследние годы государственные дотации на добычу угля в странах За­падной Европы сократились, а в Япониипрактически прекратились. Эти про­цессы в перспективе могут привести куменьшению мировой добычи каменно­го угля.

В развитых странахпродолжался интенсивный рост производительности труда в отрасли, что связано ссохранением тенденции снижения в динамике мировых цен на каменный уголь, либерализации рынков электроэнергии иусилении конкуренции со стороны производителей природного газа.

Одновременно в странах с развитой рыночной системой отмечается кон­центрациякапитала и происходит смена ориентиров в угольном бизнесе.

В топливно-энергетическом балансе России на долю угля приходится при­мерно12-13%. Угольная промышленность страны, как и большинство других добывающихотраслей, переживает глубокий кризис. С 1991 по 1999 гг. добыча углясократилась 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 оценкамспециалистов, в перспективе доля угля в топливно-энергетическом балансе страныбудет повышаться, и спрос на уголь в связи с изменениямиструктуры запасов основных энергоносителей будет возрастать.

Анализируяэкономический и инвестиционный потенциал добычи угля, следует подчеркнуть, чтоРоссия 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 запасовсоответствует мировым стандартам. Доля разведанных запасов высококачественныхдефи­цитных коксующихся углей и антрацита составляет всего 12% общих запасов каменного угля в России.

Послераспада Советского Союза, нарушения экономических связей и лик­видации системыфинансирования 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 электроэнергетиче­скиемощности России составляли 213 кВт, что соответствовало более 7% об­щемировых. Из совокупного объемаэлектроэнергетических мощностей России 70% приходилось на теплоэлектростанции(ТЭС), 20 — на гидроэлектростанции (ГЭС)и 10% — на атомные электростанции (АЭС).

Указаннаяструктура установленных электроэнергетических мощностей России примерносоответствует аналогичной структуре в ведущих промышленно развитых странах.

Производствоэлектроэнергии в России сократилось с 1057 млрд. кВт-ч в 1990 г. до 846 млрд. кВт-ч в 1999 г. Удельный весРоссии в мировом производ­стве электроэнергии за этот период уменьшилсяс 8,2 до 7,4%. По предвари­тельным данным, за 2000 г. ожидается некоторый рост- до 850 млрд. кВт-ч. Главными причинамисокращения выработки электроэнергии являются уменьшение спроса состороны потребителей и износ установленного обору­дования. По оценкамспециалистов, около 40% электростанций в России име­ют устаревшее оборудование, а 15% станций отнесены к категории небезопас­ных для эксплуатации.

Попроизводству электроэнергии на душу населения Россия в 1993 г. зани­мала 13 место вмире, а в конце 90-х гг. — 16-е (табл. 7). Фактически в России сохранилась монополия на производствоэлектроэнергии в лице РАО «ЕЭС России», вкоторое входят 72 территориальных акционерных общества энерге­тики иэлектрификации. Это крупнейшее в мире централизованно управляемое энергетическое объединение. Основные электрические сетипозволяют рабо­тать параллельно 65 энергосистемам.

Введении РАО «ЕЭС» находится около 600 теплоэлектростанций (ТЭС), более 100 гидроэлектростанций (ГЭС) и9 атомных электростанций (АЭС). Дли­на основных линий электропередач составляетпримерно около 440 тыс. км.

Принципиальныхизменений в структуре производства электроэнергии в России в 90-егг. не произошло. По-прежнему более половины всей электро­энергиипроизводится на тепловых электростанциях (ТЭС), в том числе ком­бинированногоцикла (КЭС), использующих комбинированные парогазовые установки(табл. 5).

Таблица 5. Структура производства электроэнергии на электростанциях вРоссииПоказатель 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

Доконца текущего десятилетия планируется осуществить техническое пе­ревооружениеи реконструкцию тепловых электростанций, работающих на уг­ле, и перевестиих на использование чистых угольных технологий, а также ре­конструироватьэлектростанции, работающие на газе, оснастив их парогазовы­ми установками. С2001 по 2005 гг. предполагается ввести в эксплуатацию до­полнительныемощности ТЭС за счет комбинированных парогазовых устано­вок с общим объемомоколо 8 млн. кВт. К 2005 г. примерно 80% всей электро­энергии в России будетпроизводиться на теплоэлектростанциях в основном комбинированного типа. Доляприродного газа, используемого ТЭС за этот период, возрастет до 67%, доля угля составит28% и мазута — 5%.

Производствоэлектроэнергии на гидроэлектростанциях в конце 90-х гг. сохранялось науровне начала десятилетия. В начале следующего столетия за­планированостроительство в России еще 14 ГЭС, ввод в эксплуатацию кото­рых к 2005 г.даст возможность увеличить отечественны? мощности по произ­водствуэлектроэнергии на 32-35 млрд. кВт-ч.  

Встадии строительства находятся Вилюйская ГЭС в Якутии, Усть- Среднеканская ГЭС в Магаданскойобласти, каскад небольших ГЭС на Кам­чатке.В Карелии будут введены в эксплуатацию Белопорожская и Морская ГЭС на реке Кемь. На Северном Кавказе завершитсястроительство Ирганайской,Гоцатлинской, Аутигерской, Советской и Зеленчукской ГЭС.

Вконце 90-х гг. в России в эксплуатации находилось девять атомных элек­тростанцийобщей мощностью 21 Мвт. В 1998 г. они выработали свыше 100 млрд. кВт-чэлектроэнергии, что составило около 12% общего объема ее производствав России. Для сравнения: аналогичный показатель для стран ЗападнойЕвропы равен 30%. Себестоимость электроэнергии, производимой АЭС, в 1,5-2раза ниже, чем на ТЭС.

В начале новоготысячелетия планируется ввести в эксплуатацию новые энергоблоки на Калининской, Курской, Ростовской, Ленинградской и Коль­скойАЭС. 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 иболее безопасные атомные станции. Их мощности могут возрасти до к 2010 г. — до43 гВт. Стоимость реа­лизации программы развития атомной энергетики России наближайшее деся­тилетие оценивается примерно в 13,8 млрд. долл.

Впоследние годы в России возрос интерес к малой и нетрадиционной энер­гетике.Разработана соответствующая программа, согласно которой в начале ты­сячелетия планируетсяпостроить 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-экспериментальнойэлектростанции, работающей на солнечной энергии.

Понашим оценкам, ввод в эксплуатацию указанных электростанций по­зволит к 2010 г. довести долюнетрадиционной и малой энергетики в энергоба­лансе России до 2%.

Введущих промышленных державах наметилась устойчивая тенденция к сокращениюэнергоемкости создаваемой единицы ВВП, а в России с начала 90-х гг. сохраняется противоположнаятенденция. С 1990 по 1999 гг. энергоем­костьВВП России увеличилась на 32%, а энергоемкость промышленного про­изводства — более чем на 45%. В конце 90-х гг. энергоемкость промышленного производствав России была почти в 50 раз выше, чем в Японии, Швейцарии и Гонконге.

Ростуэнергоемкости ВВП России в целом и промышленного производства в частности в 90-е гг. способствовалифакторы структурного характера, а также увеличениестоимости энергии и ее доли в общих издержках производства ко­нечной продукции.Так, если в США в автомобильной промышленности доля энергоносителей всебестоимости продукции в 90-х гг. составляла 1-2%, то в России аналогичныйпоказатель достигал 12-18%.

Потенциалэнергосбережения в промышленности используется не более чем на 2%. В целом по России лишьпримерно 10% промышленных предпри­ятий инвестируют капитал в энергосберегающиепроекты. В результате мер, которые начали приниматься в промышленности, за 1997г. было сэкономлено около 8 млн. т условного топлива. Уже в ближайшейперспективе необходимо уделятьзначительное внимание повышению эффективности использования электроэнергии.

По расчетам специалистов, благодаря внедрениюэффективных энергосбе­регающих технологий в России может быть достигнутогодовое сокращение потребления электроэнергии к 2010 г. на 112 млрд. кВт-ч.

Однако до сих поргосударство практически никак не поощряет деятель­ность по эффективномуиспользованию энергии, хотя мировая практика, равно как и российский опыт доказали, что энергосбережение обходится дешевле, чемстроительство и ввод в эксплуатацию новых энергетических мощностей.

Всередине 90-х гг. был принят Федеральный закон «Об энергосбереже­нии», основной целью которогоявляется стимулирование применения более эффективных технологий, которые вперспективе приведут к значительной экономии энергоресурсов. К сожалению, законне предлагает конкретных мер по созданию финансово-экономических механизмов,которые могли бы стиму­лировать разработку и внедрение энергосберегающихтехнологий.

Определенный вклад врешение этой проблемы могут внести разработка и внедрение федеральной целевойпрограммы «Энергосберегающая электротех­ника»,основной целью которой является освоение серийного производства новыхвысокоэффективных энергосберегающих изделий.

В ближайшие годы вроссийской энергетике приоритет должен быть отдан созданию и завершению строительства современных ГЭС, экологически чис­тыхТЭС на угле, созданию АЭС нового поколения, развитию малой и нетра­диционной энергетики.

Потребностироссийской электроэнергетики в инвестициях в ближайшие 15 лет оцениваются специалистами в60-80 млрд. долл. Удовлетворять их Рос­сии на65-70% придется за счет собственных ресурсов, для чего необходимо установитьтарифы на электроэнергию на таком уровне, чтобы можно было покрывать текущиеиздержки 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 комбиниро­ванногоцикла и лишь 20% — за счет АЭС и ГЭС.

Российскаяэлектроэнергетика имеет огромный экспортный потенциал. Девальвация национальнойвалюты повысила ее конкурентоспособность. Спе­циалистыРАО «ЕЭС России» разработали программу развития экспорта в страны Европыи Азии, среди которых наиболее перспективными являются Германия, Финляндия иКитай. В начале следующего тысячелетия экспорт электроэнергии можно увеличить с20 до 40 млрд. кВт-ч, соответственно еже­годные валютные поступления могутвозрасти до 1,5 млрд. долл.

Вместе с тем следуетиметь в виду, что при условии динамичного роста промышленного производства вРоссии и сохраняющемся высоком показателе энергоемкости ВВП страна можетстолкнуться с реальным дефицитом элек­троэнергии уже в ближайшем будущем.

Так же в приложении:статья Кашина В. и Бобоева М. о «Возможности мобилизации средств для развитияТЭК», с.31.

Глава II.

Влияние экономики на тарифы

КОГДА энергетики начинают говорить о повышениитарифов, все остальное «неэнергетическое» население страны воспринимает такиеразговоры болезненно, на сторону РАО «ЕЭС России вставать отказывается категорическии призывами к диалогу пренебрегает. Тогда попробуем хотя бы спокойно выслушатьи понять наших соотечественников из супермонополии.

По пути логики. «Налоги растут» — это знаменитое навесь мир, словосочетанием начала нынешнего года не однократно, а как минимумдважды было повторено (без радости, судя по всему) гидроэнергетиками России.Сначала вырос налог на имущество. Вырос просто  и буднично в ре­зультатепереоценки стоимости основных фондов. Словно в результате цепной реакциизатраченное производство продукции, например, Волжской ГЭС имени В.И. Ленина,что в городе Жигулевске Самарской области, возросли на 26,3 процента. Затемувеличился «водный налог», то есть плата за пользование водными  объектами. Онне просто подрос, а рванул вверх с 1 рубля за 1000 кВт/ч. до 13рублей 80 копеек.  Затраты на единицу продукции повысился еще на 13, 94 %.Итог: гидроэлектростанция, выполнив план первого квартала по производствуэлектроэнергии и уплатив все налоги, оказалась в убытке. Логика развитиянарушилась, что вначале не смутило персонал и руководство ГЭС. Потому чтосогласно существующим правительственным документам, в частности «Порядкуутверждения и применения тарифов на электрическую и тепловую энергию в РФ»,тарифы гидростанций должны пересматри­ваться Федеральной энергетической комис­сиейРФ (ФЭК), если того требуют обстоя­тельства. И тот же «водный налог» долженбыть заложен в тарифе на выработку элект­роэнергии. Все это должно происходитьвне зависимости от желания чиновников любого ранга, а просто во исполнениесоответствую­щих правительственных документов. Соот­ветствующие предложениябыли направлены в ФЭК еще 1 февраля.

В том же феврале, 19 числа, председатель правленияРАО «ЕЭС России» Анатолий Чу­байс обратился с письмом в Правительство РФ, в котором подчеркнул, что пересмотр та­рифов для федеральных гидравлическихэлектростанций, занимающих лишь 8 про­центов в общем производстве электроэнер­гиистраны, практически не скажется на конечных потребителях. Вернее, скажетсяменее чем  на 1 процент в сторону увеличения. Если же этого не сделать, торентабельность 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 спорныеситуации «разруливаются» в наше неспокой­ное время при помощи людей в камуфляже или другихзакулисно силовых методов. Руководство гидростанции обратилось в арбит­ражныйсуд, который в начале июня должен рассмотреть в Москве иск Волжской ГЭС им. В.И. Ленина к ФЭК.

Обращение к правосудиюявилось за­кономерным шагом в сложившейся ситуа­ции, — считает РасимХазиахметов, гендиректор Управляющей компании «Волжский гидроэнергетическийкаскад» (УК ВоГЭК), руководящей работой двух крупнейших на Волге ГЭС вЖигулевске и Волгограде. — ФЭК не реагирует на наши обращения, нет нимотивированного отказа, ни решения об увеличении тарифа. А проблема нарастаеткак снежный ком. Во втором квартале, по нашим прогнозам, обязательные выплатыпо налогам и зарплате вообще превысят объем поступлений за реализованную элект­роэнергию.И в такой ситуации оказалась не только Волжская ГЭС в Жигулевске, но и другиестанции Волжско-Камского каскада, В ближайшее время крупнейшая ГЭС, находящаясяпод управлением УК ВоГЭК, Волжская ГЭС Волгоградской области обратится саналогичным исковым заявле­нием в арбитражный суд. Думаю, наши ар­гументы впретензиях к Федеральной энер­гетической комиссии не только законны, но иубедительны.

Здравый смысл. Опасения господина Хазиахметова оче­видныи небезосновательны. Согласно пла­ну реструктуризации РАО «ЕЭС России» подединым руководством УК ВоГЭК могут оказаться в обозримом будущем 9 ГЭСВолжско-Камского каскада. Снижение рен­табельности этих объектов ввидууказанных выше причин, нестабильность работы и другие факторы могут оказатьвлияние на громадный регион России, в котором про­живают десятки миллионовчеловек. Так что речь идет не только о рентабельности станций, не только одоходах, которые по той же логике должны всегда превышать расходы, иначе работастановится бессмыс­ленной. Мы говорим в определенной мере о проблемах, скоторыми столкнется в бли­жайшее время один из крупных сегментов общей схемыэнергетической безопасности страны.

В скором времени, если,разумеется, воп­рос о регулировании тарифов так и будет ос­таваться бездвижения, не только гидростан­ции Волжско-Камского каскада, но и другиеподобные структуры, находящиеся отнюдь не в  привилегированном положении, выну­жденыбудут бороться за свои права.

Следующий момент — технический. Ве­сенне-летнийсезон для работников отрасли — время ремонта оборудования, изношен­ностькоторого давно перекрывает допустимые. У энергетиков не так много време­ни,чтобы заниматься судебными разбира­тельствами по очевидным вопросам. Основ­наязадача — подготовка к зиме. А зимой, как показывает практика, никто не будетспрашивать с руководства ГЭС копий судебных решений и юридических документов.Зато будут требовать бесперебойной работы энергосистем  в городах и поселках.

В создавшейся ситуациипока никто не использует ярких эпитетов и красочных срав­нений. Да, положениенепростое, но выходы из него очевидны и не так уж болезненны. Да, вопределенной степени время упущено, но оно пока терпит, вернее, ждет решения,возможно, компромиссного, но логичного, оперативного и юридически выверенного.

В период плановогохозяйства низкая стоимость топливно-сырьевых ресурсов была обусловлена какобщей концепцией ценообразования, так и трудностями регулирования инфляционногодвижения цен на продукцию многономенклатурных отраслей. После 1992 годаособенно важным представлялось вывести на мировой уровень цены основныхэкспортных ресурсов, таких как нефть, газ и нефтепродукты, чтобы «открыть»отечественную экономику, привлечь инвестиции в развитие ТЭКа и получить дополнительныйстабилизатор для внутренних цен (ожидалось, что мировые цены будут служитьверхним пределом для роста внутренних).

Понятие выхода на мировыецены можно определить двояко. Во-первых, имеется в виду достижение равенствавнутренней цены, пересчитанной в доллары по официальному обменному курсу, имировой. С практической точки зрения это значит достичь равной выгоднойреализации продукции на внутреннем и внешнем рынках с учетом дополнительных затратна транспортировку, но без таможенных пошлин. Во-вторых, данное понятие связанос удорожанием энергоресурсов по сравнению с другой продукцией. Точнее речь идетоб опережающем росте индексов цен на энергоносители. В качестве ориентиранормального уровня относительных цен более корректно использовать не мировые,т.е. цены экспортно-импортных операций, а относительные внутренние в развитыхстранах, поскольку они, как правило, резко отличаются от мировых (вследствиегосударственного регулирования, налогообложения и других факторов).

Также особенностью нашейстаны являются тяжелый климат и очень большая территория, а поэтому затраты наединицу продукции как правило выше, чем во многих развитых странах мира.

В настоящее время задачапо выводу цен на энергоносители на мировой уровень выполнена, однако повышениецен недостаточно для структурной перестройки народного хозяйства. Дело в том,что реализация энергосберегающих технологий в промышленности невозможна беззначительных инвестиций. Предприятиям необходимо также время для адаптации кновым соотношениям цен и внедрения таких технологий. Однако у них не оказалосьни инвестиций, ни времени для структурной перестройки из-за общего скачка цен в1992 году, обесценившего все средства. В результате рост цен на энергоносителиспособствовал не повышению эффективности энергопотребления, а углублению спадапроизводства, инфляции издержек и увеличению неплатежей в экономике.

Если рассмотреть динамикусоотношения внутренних и мировых цен на отдельные энергоносители, их анализпокажет следующее.

Нефть. Внутренние цены предприятий вдолларовом исчислении проявляют устойчивую тенденцию к росту, за исключениемснижения 1994 года. Хотя в рублях цена тонны нефти удвоилась за данный период,что объясняется резким падением валютного курса рубля к доллару в 1994 г. В1996 году рост внутренней цены нефти замедлился, что было связано с падениемтемпов инфляции. Внутренняя цена промышленности на нефть включает транспортныезатраты на ее доставку до потребителя, а также налоги. Поскольку мировая ценаопределяется ее уровнем для Западной Европы и не включает налоги и транспортныерасходы на перекачку нефти до потребителя по территории западноевропейскихстран, то адекватным является соотношение внутренней цены производителя смировой. С 1993 г. оно находится в пределах 40-54% (за исключением конца 1994г., когда временно резко повысился курс доллара к рублю). За лето и осень 1996г. значительно поднялись мировые цены на нефть, а внутренние росли медленно,соответственно инфляции. Поэтому приведенное выше соотношение понизилось до41,4%.

Газ. С 1992 года по декабрь 1995внутренняя цена промышленности на газ по отношению к мировой выросла с 2,6 до69,2%, а в октябре 1996 г. снизилась до 66%, что было вызвано мерамиправительства по сдерживанию его удорожания. Внутренние цены приобретения погруппам потребителей не отвечают принципам равенства реальной стоимости газадля каждой группы. Как и с электрической энергией, промышленность дотируетльготную цену для населения. В развитых странах население платит значительнобольше, чем промышленность, поскольку требуются дополнительные затраты насоздание и функционирование распределительных газовых сетей. В 1998 годунамечено цену газа для населения довести до уровня ее реальных издержек (безакциза), а малоимущим семьям выплачивать компенсацию.

Уголь. В 1995 г. доля стоимости добычи вцене потребления снизилась до 52%, а в декабре 1996 – повысилась до 75,1%.Стоимость транспортировки росла вплоть до 1996 г., затем в результате усилийправительства по сдерживанию роста тарифов на грузовые железнодорожные перевозкиудалось снизить долю транспортных расходов в цене приобретения до уровня 1992года. Однако, за 1996 год почти в 2 раза возросла стоимость добычи, в то времякак стоимость перевозки снизилась на 42%. В результате цена приобретенияувеличилась на 34%. Таким образом в этот период цена приобретенияэнергетического угля в России по сравнению с США была равна 99,1%. Это связанов основном с ростом стоимости добычи, но если рассчитывать цены не по валютномукурсу рубля, а по паритету покупательной способности, то стоимость нашего угляпревысит ее уровень в США на 36%. Отсюда следует, что необходимы серьезные мерыпо сдерживанию цены добычи.

Электроэнергия. За годы реформ средний тариф наэлектроэнергию по сравнению с США вырос с 9% до 80,2%. Тариф для промышленностисоставляет 90 – 95% уровня США. Промышленные потребители дотируют льготныетарифы на электроэнергию для населения.

Необходимо их постепенноесоциально обоснованное повышение, с тем чтобы снизить чрезмерную нагрузку втарифах на промышленность, которую она уже не выдерживает.

В 1997 году конъюнктурамирового рынка нефти существенно ухудшилась. Рост добычи в ряде стран, невходящих в ОПЕК (Великобритания, Норвегия, Мексика, Китай), равно как иповышение квот такими членами ОПЕК, как Венесуэла и Нигерия, вкупе с распространениемтехнологий, удешевляющих освоение месторождений, привело к снижению мировых ценна нефть на 2 – 7%. Необычно мягкая зима не оправдала надежды на удорожаниенефти в отопительный сезон. В результате в январе цены снизились еще на 10 –15%, приблизившись к уровню 1994 года. Ряд западных специалистов указывает, чтосохранение сложившейся ситуации на рынке нефти сократит валютные поступленияРоссии на 3 млрд. $, и выход из сложившейся ситуации можно найти только вэффективном государственном регулировании.

Общие принципы иметоды формирования регулируемых тарифов (цен)

1.    Приустановлении тарифов (цен) организациям, осуществляющим регулируемуюдеятельность, обеспечивается компенсация экономически обоснованных расходов напроизводство продукции (услуг) и получение прибыли, определяемой в соответствиис настоящим документом.

2.    Расчети формирование тарифов (цен) осуществляются исходя из принципа обязательногораздельного учета организациями, осуществляющими регулируемую деятельность,объемов продукции, доходов и расходов по производству, передаче и сбыту энергиив соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 6 июля1998 г. N 700 «О введении раздельного учета затрат порегулируемым видам деятельности в энергетике».

3.    Вцелях создания механизма привлечения инвестиций при установлении тарифов (цен)регулирующие органы определяют для организаций, осуществляющих регулируемуюдеятельность, величину прибыли, необходимой для их эффективногофункционирования и развития, путем установления обоснованной нормы прибыли накапитал, используемый в регулируемой деятельности. До разработки методологиипроведения для целей регулирования оценок стоимости капитала, используемогоуказанными организациями в регулируемой деятельности, учитывается величинаприбыли, необходимой для обеспечения организаций, осуществляющих регулируемуюдеятельность, средствами на обслуживание привлеченного и заемного капитала,собственными средствами на развитие, для выплаты дивидендов и финансирования засчет прибыли других обоснованных расходов. Размер инвестиций, включаемых врасчеты тарифов (цен), определяется на основе программ развития организаций,осуществляющих регулируемую деятельность, и утверждается регулирующими органамив установленном порядке как составная часть тарифа (цены).

4.    Основнымметодом расчета регулируемых тарифов (цен) является метод экономическиобоснованных расходов. При формировании регулируемых тарифов (цен) по методуэкономически обоснованных расходов тарифы (цены) рассчитываются путем делениявеличины необходимой валовой выручки на планируемый организацией,осуществляющей регулируемую деятельность, объем производства продукции (услуг),определяемый на основании сводного баланса производства и поставокэлектрической энергии (мощности) в рамках Единой энергетической системы Россиипо субъектам Российской Федерации, утверждаемого Федеральной энергетическойкомиссией Российской Федерации.

5.    Определениесостава расходов и оценка экономической обоснованности производятся всоответствии с Федеральным законом «О государственном регулированиитарифов на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации»,главой 25 Налогового кодекса Российской Федерации и методическими указаниями,утверждаемыми Федеральной энергетической комиссией Российской Федерации.

6.    Регулирующиеорганы обязаны включать в состав регулируемых тарифов (цен) расходы на топливо,определяемые на основе:

1)    нормативовудельного расхода топлива, за исключением ядерного (дифференцированных по типамгенерирующего оборудования, видам топлива и т.п.), на производство 1киловатт-часа электрической энергии, утверждаемых Министерством энергетикиРоссийской Федерации по согласованию с Федеральной энергетической комиссиейРоссийской Федерации;

2)    ценна топливо, предусмотренных пунктом 15 настоящего документа;

3)    документов,регламентирующих потребность в ядерном топливе энергоблоков атомныхэлектростанций, а также создание на них страхового запаса ядерного топлива;

4)    расчетныхобъемов потребления топлива с учетом структуры потребления, сложившейся запоследние 3 года;

5)    нормативовсоздания запасов топлива (за исключением ядерного), рассчитываемых всоответствии с методикой, утверждаемой Министерством энергетики РоссийскойФедерации по согласованию с Федеральной энергетической комиссией РоссийскойФедерации.

7.    Приопределении расходов на оплату труда, включаемых в регулируемые тарифы (цены),регулирующие органы используют размер фонда оплаты труда конкретных категорийработников, определяемый в соответствии с отраслевыми тарифными соглашениями сучетом фактического объема фонда оплаты труда этих категорий работников,сложившегося за последний расчетный период регулирования.

8.    Приопределении включаемых в регулируемые тарифы (цены) расходов на проведениеремонтных работ регулирующие органы руководствуются:

1)    нормативамирасходов на ремонт основных производственных фондов (с учетом их обоснованнойиндексации), утверждаемыми уполномоченными органами по согласованию сФедеральной энергетической комиссией Российской Федерации;

2)    ценами,предусмотренными пунктом 15 настоящего документа;

3)    программамипроведения ремонтных работ с целью обеспечения надежного и безопасногофункционирования производственно-технических объектов и предотвращениявозникновения аварийных ситуаций, утверждаемыми организациями, осуществляющимирегулируемую деятельность.

9.    Припроведении расчетов тарифов (цен) на сырье, материалы, работы и услугипроизводственного характера, топливо для технологических целей и на услуги поего перевозке, а также на иные товары и услуги регулирующие органы применяют:

1)    регулируемыегосударством тарифы (цены);

2)    цены,установленные на основании договоров, заключенных в соответствии с правиламизакупок (конкурсов, торгов);

3)    официальноопубликованные прогнозные рыночные цены и тарифы, установленные на расчетныйпериод регулирования, в том числе биржевые котировки цен (в случае отсутствиядоговорных цен). При отсутствии договорных цен применяются прогнозные индексыизменения цен в целом по отраслям промышленности, разрабатываемые Министерствомэкономического развития и торговли Российской Федерации.

10.   В целях привлечения вэлектроэнергетику средств инвесторов регулирующие органы предусматривают приустановлении тарифов (цен) на электрическую энергию для новых электростанций ииных энергообъектов, инвестиционные проекты по строительству и техническомуперевооружению которых согласованы с регулирующими органами в установленномпорядке, доходность на вложенный капитал: на уровне ставки рефинансированияЦентрального банка Российской Федерации, действующей на момент принятия решенияоб утверждении тарифа (цены), увеличенной в 1,1 раза, — при инвестициях,осуществляемых в рублях; на уровне, рассчитанном на основе ставкипредложения кредитных ресурсов на Лондонском межбанковском рынке (LIBOR) всоответствии с методическими указаниями, утверждаемыми Федеральной энергетическойкомиссией Российской Федерации по согласованию с Министерством экономическогоразвития и торговли Российской Федерации, — при инвестициях, осуществляемых виностранной валюте.

При этом регулирующиеорганы обязаны включать в состав тарифов (цен), устанавливаемых насоответствующий расчетный период регулирования, начиная с момента поступлениясредств на реализацию проекта расходы, связанные с возвратом привлеченныхсредств и получением прибыли на вложенный капитал, а также обеспечить включениетаких расходов в состав тарифов (цен), устанавливаемых на последующие расчетныепериоды регулирования, в течение всего срока окупаемости проекта.

Порядок рассмотренияинвестиционных проектов организаций, осуществляющих регулируемую деятельность,утверждается Федеральной энергетической комиссией Российской Федерации посогласованию с Министерством энергетики Российской Федерации и Министерствомэкономического развития и торговли Российской Федерации.

11.  По решению Федеральнойэнергетической комиссии Российской Федерации могут применяться дополнительныеметоды формирования регулируемых тарифов (цен), отличные от метода экономическиобоснованных расходов, в том числе: метод индексации тарифов (цен); методпривязки регулируемых тарифов (цен) к определяемой один раз в 3 месяцасредневзвешенной цене покупки электрической энергии на оптовом рынке(рассчитываемой исходя из стоимости электрической энергии, поставляемой врегулируемом секторе оптового рынка по регулируемым тарифам (ценам), истоимости электрической энергии, поставляемой в секторе свободной торговлиоптового рынка по равновесной конкурентной цене).

Не допускаетсяодновременное применение различных методов формирования тарифов (цен) вотношении хозяйствующих субъектов, осуществляющих однородные виды деятельности.

12.  Метод индексации тарифов(цен) может применяться в условиях высокого уровня изменения цен на отдельныегруппы товаров (услуг), потребляемых организациями, осуществляющимирегулируемую деятельность, и заключается в определении регулируемого тарифа(цены) с учетом индексации средств на закупку соответствующих товаров (услуг).

Порядок и условияприменения указанного метода утверждаются Федеральной энергетической комиссиейРоссийской Федерации.

13.  Метод привязки регулируемыхтарифов (цен) к средневзвешенной цене покупки электрической энергии на оптовомрынке состоит в применении формулы, устанавливающей зависимость измененияуказанных тарифов (цен) от изменения средневзвешенной цены покупкиэлектрической энергии на оптовом рынке.

Заключение.

На основе изученныхвопросов о топливно-энергетическом комплексе, специфике ценообразования в нем,его роли, функциях, значении в экономике, представляется возможным подвестинекоторые итоги.

Во-первых, введениесвободных цен в 1992 году на продукцию ТЭКа (как и на другие товары)осуществлялось без должного учета специфики переходного периода экономикиРоссии и недостаточного учета опыта регулирования цен с развитой рыночнойэкономикой. Это явилось одной из причин негативных последствий как в целом дляэкономики, так и для ее ключевой отрасли.

Во-вторых, ТЭК врезультате резкого перехода к свободным ценам в условиях децентрализацииуправления характеризуется сегодня хаосом в рыночных связях, множественностью,несогласованностью цен в местах потребления ресурсов, часто завышенных врезультате нерациональных перевозок.

В-третьих, остаетсяспорным вопрос о том, считать ли вывод цен энергоносителей на мировой уровеньявлением положительным или нет. По ценам на многие ресурсы мы уже обогналимногие развитые страны, такие как США и некоторые европейские, но было ли этонеобходимо? Как показала практика, зарубежные инвесторы не стремятся вкладыватьденьги в наше производство, а для внутренних потребителей цены являются оченьвысокими.

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 суверенностью сказать, что цены на продукцию ТЭКа уже растут не такстремительно, а объем производства, наоборот, набирает темп. Например, ростпроизводства в 1997 году составил 0,6%, причем он был обеспечен в основном засчет экспортных отраслей, к которым относится нефть, газ и уголь. Большоезначение имело создание федерального оптового рынка электрической энергии,который является фактором, стимулирующим развитие конкурентной среды как дляпроизводителей, так и для потребителей электроэнергии. Надежное энергоснабжениепоможет обеспечить и структурная реформа, начавшаяся в 1997 году изахватывающая газовую промышленность и электроэнергетику. Эта реформа в сферахестественных монополий, направлена также и на совершенствование системыгосударственного регулирования, необходимой для решения проблем в тех отраслях,где конкуренция невозможна или нецелесообразна.

Государственноерегулирование необходимо, но важно решить вопрос в каком объеме и в какихсферах народного хозяйства его следует применять. А для того, чтобыопределиться в этом вопросе необходим всесторонний анализ не только исследуемойотрасли (будь то ТЭК или какая-либо другая), но и всех остальных, потому что вэкономике существуют сотни и тысячи как невидимых так и зримых нитей,связывающих все элементы хозяйства и неизбежно влияющих друг на друга.

Список используемой литературы.

Экономист  № 8 2002 г.   С.96 Экономист  № 7 2002 г.   С.96 Экономист  № 2 2001 г.   С.96 Экономист  № 1 1999 г.   С.96 Маркетинг № 6 2001 г. С.128   ЭКО №1 2001 г. С.192 Вопросы Экономики № 6 2002 г. С.160 Российская газета 2002 г. От 31 мая  с.10

Книжные издания

Горина Г. А. Ценообразование //Москва, 1996 г.

 

Периодические издания

Байков Н. «Топливно-энергетический комплекс» //«МЭ и МО», №8,1998 г.

Делягин М. «Шанс изменить лицо российских реформ» //«Литературная газета», №17(5698), 29.04.1998 г.

Дроздова О.Н. «Об упорядочении тарифов и развитии конкуренциина рынке электрической энергии» //«Энергетик», №8, 1997 г.

Кириллова Н. «Рынок топливно-энергетической продукции России»// «Внешняя торговля», №10 – 12, 1997 г.

Кудинов Ю. «Соотношение российских и мировых цен на энергоносители»//«Экономист», №6, 1997 г.

Кузовкин А. «Цены на энергоресурсы и инфляция» //«Экономист»,№5, 1994 г.

Родионов П. «Экономика и энергетика: взаимозависимость ипроблемы роста» //«Вопросы экономики», №4, 1997 г.

Торбин В. «Региональный аспект совершенствования цен на энергетическийуголь» //«Экономист», №6, 1996 г.

«О структурной реформе в электроэнергетике»//«Энергетик»,        №8, 1997 г.