CC BY
84Усманова Т.Х.
д.э.н., гл.н.с. Института народнохозяйственного прогнозирования РАН
Utx.60@mail.ru
Исаков Д. А.
к.э.н., председатель Совета директоров, фонд «Инвестиции в национальную экономику»
isakov.sci@gmail.com
НОВАЯ ПАРАДИГМА В МОДЕРНИЗАЦИИ СИСТЕМЫ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ
Ключевые слова: прогнозирование, планирование, новая Парадигма, проекты, экономическая безопасность, цифровая экономика.
Keywords: forecasting, planning, new paradigm, economic security projects, digital economy.
Введение. В настоящее время население и менеджеры любого уровня задаются вопросом: что включает в себя тариф за электроэнергию, и за что мы платим, в конечном счете? Ответ на этот вопрос могут дать только те специалисты, которые могут просчитать и увидеть весь тариф (полный жизненный цикл проекта) на электроэнергию. При этом процессы, происходящие за последние годы, привели к конфиденциальности информации по формированию тарифов или искажению ее для пользователей [4].
Материалы и Методология. Методология решения поставленных задач основывается на использовании метода диалектического исследования, методов экономического анализа, прогнозирования, ситуационного и системного анализа, экспертных оценок и анализа эмпирических данных.
Система электроэнергетики, располагаясь на территории регионов России, вертикально и горизонтально интегрируется в мировую глобальную экономическую площадку. Глобализация финансово-экономических процессов, происходящих в последние годы, отличается интенсивностью и внедрением жесткой цифровой экономики во все сферы деятельности как коммерческих структур, так и государственных систем управления. Основная цель глобальных структур - создание необходимых условий для укрепления и развития прозрачно выстроенной и подконтрольной проектной и программной экономической системы. Формирование проектной и программной социально-экономической системы развития регионов требуют развития инновационных технологий и развития человеческого капитала [2].
Подготовка профессиональных кадров проектного управления в системе электроэнергетики для работы в условиях цифровой экономики требует создания конкурентоспособных систем подготовки как научных, так и научно-педагогических кадров для инновационного развития страны [5].
В последние годы Правительство РФ следует по пути омоложения научных кадров. Принятая Правительством Российской Федерации Программа мероприятий по подготовке новых кадров в рамках цифровой экономики предусматривает:
• интенсивное обеспечение отрасли народного хозяйства высококвалифицированными кадрами;
• обеспечение в научной и научно-образовательной сфере молодых высококвалифицированных кадров с высоким интеллектуальным капиталом;
• повышение квалификационных характеристик кадрового потенциала через эффективные контракты;
• коммерциализацию научной и научно-образовательной сферы путем развития интеллектуальной собственности;
• повышение результативности труда молодых ученых за счет коммерциализации наукоемких технологий;
• популяризацию развития кадрового потенциала научных работников;
• повышение результативности науки и национальных исследовательских университетов;
• повышение уровня фундаментальных научных исследований и их интеграции с прикладной наукой;
• формирование востребованных цифровой экономикой компетенций за счет интеграции вузов и научных центров с производственными структурами.
Отметим, что важнейшим барьером, мешающим развитию научного потенциала, является недостаточное финансирование НИОКР на всех уровнях.
Одной из системных проблем в реализации проектов и программ является слабость институтов развития по всем направлениям экономики, в том числе в системе электроэнергетики.
Другой системной проблемой для проектного и программного развития энергетических и производственных компаний является негибкая и излишне политизированная система ежегодной индексации инфраструктурных тарифов на электроэнергию [12]. Ежегодное необоснованное повышение тарифов увеличивает инвестиционные риски, препятствует гуманизации тарифообразования и приводит к банкротству предприятий и компаний из-за перекрестного субсидирования, препятствует окупаемости инвестиций на инновационное развитие за счет коммерческих доходов, уве-
личивая эксплуатационные расходы в проектах [11]. Московский потребитель платит ежемесячно следующим поставщикам энергетических услуг:
• Генерирующие компании (производство электроэнергии) - 35,5%;
• Сетевые организации (доставка электроэнергии) - 57,3%;
• Сбытовые компании (организация расчетов с населением, распределение платежей между всеми участниками рынка) - 7,1%;
• Системный оператор (диспетчерское управление энергосистемой) - 0,1%.
Тарифы на электроэнергию для потребителей устанавливаются региональными регуляторами, учитывая все этапы технологического процесса по выработке и передаче электроэнергии. Опасность для населения в части неплатежей скрывается в дальнейшем повышении тарифов, так как система энергетики пытается компенсировать неплатежи новым повышением тарифов. Также неплатежи потребителей вынуждены нести бремя начисления пеней и новых денежных потерь в связи с неплатежами. При неплатежах потребителей снижается качество электроэнергии, так как не компенсированная часть затрат несет бремя новых задержек в системе электроэнергетики. В последние годы появилась другая проблема, которая сформировалась из-за состоятельных собственников квартир-неплательщиков: наложение запрета на выезд за границу. Однако все эти меры не всегда имеют успех в решении конфликта интересов производителей электроэнергии, ее передачи потребителю и самими потребителями.
Основная проблема кроется в отсутствии прозрачности тарифа на электроэнергию, и последующие процессы формирования тарифов глубоко зашифрованы в саму методику или методологию разработки проектного или программного управления в системе электроэнергетики в рамках развития собственной Стратегии и Стратегии социально-экономического развития регионов.
Механизмы и инструменты проектного и программного развития в электроэнергетике должны соответствовать Стратегии социально-экономического развития регионов. [13] Однако в условиях недостаточного финансирования и не эффективного перераспределения экономических функций между Федеральным центром, субъектами Федерации и муниципалитетами возникают различные проблемы, которые тормозят проектное и программное развитие.
Недавнее изменение действующего законодательства по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью в условиях интеграции экономик в мировое хозяйство могло бы привести к изменению тарифо-образования и ценообразования в системе управления проектами и программами в целом. Система по развитию электрической сети и строительству объектов электросетевого хозяйства, входящих в единую национальную (общероссийскую) электрическую сеть предназначена для снижения существующих перекосов в тарифообразовании и ценообразовании, для оптимизации финансовых потоков, снижения перекрестного субсидирования, гуманизации тарифов, социальной ответственности бизнеса и т.д.
Новая деятельность должна включать в себя меры, направленные на устранение технологических ограничений перетока электрической энергии между регионами Российской Федерации и развитие пропускной способности электрических сетей для обеспечения выдачи мощности электростанциями. Финансирование новых мероприятий может быть осуществлено за счет собственных и привлеченных средств организации по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью.
В целях развития единой национальной (общероссийской) электрической сети (ЕНЭС) организация разрабатывает схемы, проекты и программы развития. Интеграционные процессы в мировое хозяйство предусматривают организацию осуществления системным оператором технических и технологических мероприятий по развитию Единой энергетической системы России. В свою очередь предусматривается участие ЕНЭС в разработке и согласовании новых интеграционных схем, проектов и программ. В табл. 1 приведена информация об основных финансовых результатах ПАО «ФСК ЕЭС» за 2013-2017 годы, которая показывает положительную динамику экономической деятельности компании.
Таблица 1
Основные финансовые результаты ПАО «ФСК ЕЭС» за 2013-2017 годы (млн. руб.) [16]
Показатель 2013 г. 2014 г. 2015 г. 2016 г. 2017 г.
Выручка 158,0 176,0 187,0 255,6 242,2
Скорр. EBITDA 92,6 107,7 104,3 116,7 126,4
Прибыль за период (234,8) (20,6) 44,1 68,4 72,7
Скорр. прибыль за период 23,4 40,8 46,4 86,6 83,9
Общий совокупный доход (360,4) 21,6 47,8 124,4 93,6
Чистый долг 224,0 220,1 222,9 221,8 215,4
Рыночная капитализация 114,6 56,1 74,9 257,6 206,9
Деятельность общества осуществляется в форме согласования схем и программ развития единой национальной (общероссийской) электрической сети на долгосрочный период, планов капитальных вложений и контроля над их исполнением, осуществляется федеральными органами исполнительной власти в порядке, определяемом Правительством Российской Федерации. [1]
Динамика изменения доходов и расходов, прибыли и базовой прибыли на акцию представлена в табл. 2.
Финансовые показатели ФСК ЕЭС (тыс. руб.) [16]
№ п\п Наименование показателя 2017 г. 2016 г.
1 Доходы и расходы по видам деятельности 215 999 310 218 366 451
2 Услуги по передаче электроэнергии 192 560 137 171 133 002
3 Услуги по технологическому присоединению 21 411 649 45 479 097
4 Прочая деятельность 2 027 524 1 754 352
5 Себестоимость проданных товаров, продукции, работ, услуг 152 383 316 14 003 974
6 Услуги по передаче электроэнергии 15 1051 798 138 756 529
7 Услуги по технологическому присоединению 97 474 96 514
8 Прочая деятельность 1 234 044 1 184 931
9 Валовая прибыль 63 615 944 78 328 477
10 Управленческие расходы 8 253 906 8 032 766
11 Доходы от участия в др. организациях 1 912 559 260 824
12 Проценты к получению 8 613 322 7 807 492
13 Проценты к уплате 3 941486 6230 558
14 Прочие доходы 23 532 350 72 954 542
15 Прочие расходы 24 885 537 20 767 964
16 Чистая прибыль 42 361 640 106 070 911
17 Результат от переоценки внеоборотных активов 27 816 547 12 520 106
18 Совокупный финансовый результат периода 70 178 187 118 591 017
19 Базовая прибыль на акцию 0,0332 0,0832
Как видно из табл. 2, за 2017 год произошло значительное снижение базовой прибыли на акцию. Данный показатель указывает на существующие проблемы в монопольной организации.
В рамках действующего законодательства «... кроме организации по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью любые лица вправе осуществлять строительство линий электропередачи в порядке, установленном статьей 42 Федерального закона № 250-ФЗ. Лица, осуществляющие такое строительство, имеют право на технологическое присоединение построенных линий электропередачи к действующим электрическим сетям в соответствии со статьей 26 настоящего Федерального закона» [1]. Даже при таких допущениях система электроэнергетики остается монопольной. Для более полного понимания необходимо рассмотреть еще другой аспект развития системы, который касается внутренних покупок и потерь в организации. В табл. 3 приведена информация в части расходов по обычным видам деятельности.
Таблица 3
Расходы по обычным видам деятельности (тыс. руб.) [16]
№ п\п Вид энергетических ресурсов 2017 г. 2016 г.
1 Покупная электроэнергия для покрытия потерь на передачу по электрическим сетям 24 189 499 14 722 209
2 Покупная тепло-, и электроэнергия и топливо на хозяйственные нужды 7 128 125 691 279
3 Итого расходы на энергетические ресурсы 24 917 624 15 413 488
Как видно из табл. 3, динамика роста потерь на передачу электроэнергии по электрическим сетям показывает значительный рост расходов на покрытие покупной электроэнергии. Потери на передачу электроэнергии кроются не только в их физических характеристиках, но и в значительных финансовых потерях. Финансовые потери в основном возникают в рамках конфликта интересов ТЭК и ЖКХ [12], [14].
Много вопросов у потребителей возникает в отношении услуг оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике. Система оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике включает в себя комплекс мер по централизованному управлению технологическими режимами работы объектов электроэнергетики и энергоприни-мающих установок [1].
Разнообразные потребители: население и производственные структуры, бюджетные организации и другие в пределах Единой энергетической системы имеют различные тарифы, которые могут стать предметом конфликта интересов. Технологически изолированные территориальные электроэнергетические системы, осуществляют деятельность в рамках взаимодействия субъектами оперативно-диспетчерского управления, которые имеют полномочия для осуществления [7, 8].
Попытки развития оптового и розничного рынка в электроэнергетике потребовали создания особой системы оперативно-диспетчерского управления (ОДУ). ОДУ в электроэнергетике предназначено для обеспечения надежного энергоснабжения. В условиях перепроизводства электроэнергии в России за последние годы возникли перекосы в рамках производства, передачи электрической энергии. При этом существуют определенные требования и технические регламенты для регулирования отрасли. При этом в условиях интеграции экономик в мировое хозяйство и формирования Единой системы электроэнергетики в рамках ЕАЭС требуют новой методологии и разработки новой Парадигмы развития электроэнергетики. Основным показателем в мировой экономике для анализа в рамках эффективного вложения капитала является базовая прибыль на акцию. В табл. 4 приведена информация о прибыли на акцию ФСК ЕЭС за последние годы.
Прибыль на акцию [16]
№ п\п Показатель 2017 г. 2016 г.
1 Базовая прибыль (убыток) (тыс. руб.) 42 361 640 106 070 911
2 Средневзвешенное количество обыкновенных акций в обращении в течение отчетного года, шт. 1 274 665 323 063 1 274 665 323 063
3 Базовая прибыль (убыток) на акцию (руб.) 0,0332 0,0832
Как видно из таблицы, базовая прибыль на акцию снизилась значительно по сравнению с 2016 годом. Какие проблемы и риски при этом в системе системного оператора и субъектов оперативно-диспетчерского управления могли произойти? Для того, чтобы ответить на поставленный вопрос и для более полного понимания ситуации, необходимо привести расшифровку некоторых понятий. «Субъектами оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике являются:
• системный оператор - специализированная организация, единолично осуществляющая централизованное оперативно-диспетчерское управление в пределах Единой энергетической системы России и уполномоченная на выдачу оперативных диспетчерских команд и распоряжений, обязательных для субъектов электроэнергетики и потребителей электрической энергии, влияющих на электроэнергетический режим работы энергетической системы, в том числе потребителей электрической энергии с управляемой нагрузкой;
• другие субъекты оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике - организации, осуществляющие оперативно-диспетчерское управление в электроэнергетике в пределах технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем и уполномоченные на выдачу оперативных диспетчерских команд и распоряжений, обязательных для субъектов электроэнергетики и потребителей электрической энергии с управляемой нагрузкой в пределах зон диспетчерской ответственности соответствующих субъектов оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике». [1]
В рамках действующего законодательства системный оператор в форме открытого акционерного общества должен иметь долю акционерного капитала или участником Российскую Федерацию. Разработчиками политики выбрана модель участия государства в период становления «Единой энергетической системы России» не менее чем 52% в уставном капитале. При этом предполагается в рамках переходного периода до завершения реформирования увеличение доли Российской Федерации до уровня 100% в уставном капитале ЕНЭС. системного оператора способами, предусмотренными законодательством Российской Федерации. В рамках изначального искоренения процессов коррупции системному оператору и его аффилированным лицам запрещается заниматься предпринимательской деятельностью.
«Основными принципами оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике являются:
• обеспечение баланса производства и потребления электрической энергии;
• безусловное исполнение субъектами электроэнергетики и потребителями электрической энергии с управляемой нагрузкой указаний субъектов оперативно-диспетчерского управления по регулированию технологических режимов работы объектов электроэнергетики (оперативных диспетчерских команд и распоряжений);
• осуществление мер, направленных на обеспечение безопасного функционирования электроэнергетики и предотвращение возникновения аварийных ситуаций;
• принятие мер, направленных на обеспечение в Единой энергетической системе России нормированного резерва энергетических мощностей;
• обеспечение долгосрочного и краткосрочного прогнозирования объема производства и потребления электрической энергии;
• приоритетность режимов комбинированной выработки электрической и тепловой энергии в осенне-зимний период регулирования режимов работы генерирующего оборудования;
• экономическая эффективность оперативных диспетчерских команд и распоряжений, основанная на оптимизации режимов работы Единой энергетической системы России и технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем по критерию минимизации суммарных затрат покупателей электрической энергии;
• ответственность субъектов оперативно-диспетчерского управления и их должностных лиц перед субъектами оптового и розничных рынков за результаты действий, осуществляемых с нарушением законодательства Российской Федерации, порядка оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике и правил оптового рынка, утверждаемых Правительством Российской Федерации» [1].
В условиях интеграции экономики в мировое хозяйство, а также в рамках ЕАЭС особенно актуально определение критериев и порядка оценки экономической эффективности системного оператора (ЕНЭС). Формирование единой системы электроснабжения требует формирования более просчитанных правил и методологий, методик для взаимодействия в рамках оптового и розничного рынка. Учитывая стратегически важный характер системы электроэнергии в обеспечении стандартов экономической устойчивости для населения страны, необходимо учесть следующие факторы при прогнозировании будущей энергетической стратегии и разработки новой парадигмы для энергетики:
• обеспечение надежного энергоснабжения
• прогнозирование экономической эффективности в рамках высокой добавленной стоимости
• соблюдение территориальных приоритетов и в целом всей страны при деятельности системного оператора в электроэнергетике
• подготовка и выбор экономически наиболее эффективного решения системного оператора
• обеспечение безопасного и безаварийного функционирования технологической инфраструктуры электроэнергетики
• обеспечение соответствия техническим регламентам и т.д.
Действующим законодательством заложены различные функции системного оператора и других субъектов оперативно-диспетчерского управления. Приведем некоторые из функций системного оператора, а именно:
• «...управление технологическими режимами работы объектов электроэнергетики в порядке, устанавливаемом правилами оптового рынка, утверждаемыми Правительством Российской Федерации;
• участие в организации деятельности по прогнозированию объема производства и потребления в сфере электроэнергетики, прогнозирование объема производства и потребления в сфере электроэнергетики и участие в процессе формирования резерва производственных энергетических мощностей;
• разработку и представление в уполномоченный федеральный орган исполнительной власти совместно с организацией по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью мероприятий, технологических схем и программ развития Единой энергетической системы России и участие в их реализации;
• организацию и управление режимами параллельной работы российской электроэнергетической системы и электроэнергетических систем иностранных государств, в том числе куплю-продажу электрической энергии (мощности) в целях технологического обеспечения совместной работы российской электроэнергетической системы и электроэнергетических систем иностранных государств в порядке, установленном правилами оптового рынка и т.д.» [1]
Приведенный не полный перечень функций показывает стратегический характер ЕНЭС и зависимость всей страны от управленческих решений крупной структуры, значимой для повышений стандартов жизни российского населения. В условиях объединения нескольких энергетических систем в единую, возникает необходимость создания определенных стандартов, «эталона затрат», «эталона необходимой валовой выручки (НВВ)», управление территориальными ресурсами, а именно природными и человеческими.
Созданные в последние годы реформы системы электроэнергетики структуры гарантирующих поставщиков, показали существование серьезных проблем в планировании и прогнозировании в целом. Происходящие независимые друг от друга финансовые процессы в системе генерации, передачи, распределения, управления и потреблении энергетики привели к выводу из отрасли значительных финансовых средств, не компенсируя износ основных средств в отрасли.
Конкуренция интересов и приоритетов в системе электроэнергетики привела к хаосу и раздробленности всей системы электроэнергетики. Современная интеграция системы электроэнергетики в единую сеть в рамках ЕАЭС, представляет собой несогласованный процесс с основными принципами, целями, задачами, функциями России в целом. Разобщенные участники интеграции электроэнергетики в настоящее время не в состоянии защитить интересы не только системы в целом, но даже собственные интересы. Инструменты или механизмы «эталона затрат» и «эталон необходимой валовой выручки (НВВ)» будут ежегодно минимизировать затраты и управлять процессами формирования выручки в целях и задачах регулирующих глобальных структур.
Ограничение границ, невмешательство в дела и процессы других участников, включенных в интеграционные процессы, позволят регулирующей глобальной структуре эффективно управлять в рамках цифровых технологий. Тем самым добавленная стоимость в системе электроэнергетики будет управляться централизованно и на основе принципов глобализации финансов и экономики. Поэтому возникает необходимость разработки новой Парадигмы, Стратегии и методологии развития системы электроэнергетики в России в условиях ее интеграции в мировое хозяйство для обеспечения экономической безопасности нашей страны.
Список литературы и источников
1. Федеральный закон от 4 ноября 2007 года № 250-ФЗ. «О внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации в связи с осуществлением мер по реформированию Единой энергетической системы России» (с изменениями и дополнениями).
2. The institutional framework and governance model of Russia's crisis policy: disaster focus // Akimov V., Porfiriev B. Crises in Russia: Contemporary Management Policy and Practice from a Historical Perspective. 2012. - P. 63-80.
3. Ивантер В.В. и др. Восстановление экономического роста в России // Проблемы прогнозирования. - М., 2016. - № 5 (158). -С. 3-17.
4. Исаков Д.А. Управление рисками развития муниципальных экономических систем. - М., 2010.
5. Комков Н.И. Закономерности научно-технического развития и их использование при прогнозировании // МИР (Модернизация. Инновации. Развитие). 2010. - № 3
6. Комков Н.И. и др. Методические и организационные основы управления развитием компаний. - СПб., 2015.
7. Комков Н.И., Романов С.В., Лазарев А.А. Возможности и проблемы системно-технологического проектирования // Прогнозирование перспектив технологической модернизации экономики России. - М.: МАКС-Пресс, 2010.
8. Лексин В.Н., Порфирьев Б.Н. Экспертиза проектов развития макрорегионов России: проблемы организации // Проблемы прогнозирования. - М., 2016. - № 5. - С. 18-29.
9. Николаев В.А., Исаков Д.А. Методология стратегического анализа рисков социальных систем. Аудит и финансовый анализ.
2014. - № 1. - С. 316-318.
10. Сенчагов В.К. Национальная структурная политика - путь к обеспечению экономической безопасности // Вестник РАЕН. - М.,
2015. - № 5. - С. 64-70.
11. Усманова Т.Х. Инновационный менеджмент как инструмент развития человеческого капитала и повышения качества жизни // МИР (Модернизация. Инновации. Развитие). 2016. - Т. 7, № 3 (27). - С. 98-106.
12. Усманова Т.Х. Проекты развития взаимодействия ТЭК и ЖКХ: проблемы прогнозирования и управления // Проблемы прогнозирования. - М., 2018. - № 3. - С. 68-76.
13. Усманова Т.Х., Исаков Д.А Научно-технологическое развитие в России в условиях внедрения цифровой экономики // Экономика и управление: проблемы, решения. 2018. - Т. 7, № 5. - С. 101-105.
14. Усманова Т.Х., Исаков Д.А. Интеграция фундаментальной и прикладной науки для развития инноваций в производстве // Экономика. Бизнес. Банки. 2018. - Т. 7. - С. 66-78.
15. Широв А. А Роль инструментальных методов анализа и прогнозирования при обосновании экономической политики // Проблемы прогнозирования. - М., 2017. - № 2 (161). - С. 3-9.
16. Официальный сайт ФСК ЕЭС.
