Доля голосующих акций, принадлежащих РАО "ЕЭС России", в общем пакете

голосующих акций акционерных обществ распределена следующим образом*:

Таблица 2.2. Доля голосующих акций

*с учетом приобретения акционерами-владельцами привилегированных акций типа

акциям

РАО "ЕЭС России" является участником строительства объектов, в основном

энергетических, по договорам долевого участия и совместной деятельности. По

состоянию на 01.01.2001 г. вклады РАО "ЕЭС России" составляют 5 614 573,7

тыс. руб., в том числе по строительству объектов электроэнергетики – 4 999

574,2 тыс. руб. Доли в обществах с ограниченной ответственностью и других

хозяйствующих субъектах составляют 18 972,4 тыс. руб. (в т.ч. вклады в

“Негосударственный пенсионный фонд электроэнергетики” – 300 тыс. руб.,

некоммерческое партнерство “Энергоремфонд” – 15 000,0 тыс. руб., организации,

осуществляющие повышение квалификации работников отрасли, ассоциации и другие

некоммерческие организации).

В собственности РАО "ЕЭС России" находятся системообразующие магистральные

линии электропередачи и подстанции напряжением 220 кВ и выше, формирующие

Единую энергетическую систему Российской Федерации.

В состав имущества оперативно-диспетчерского управления технологическим

процессом производства и передачи электроэнергии входят средства

технологического управления электрическими режимами, средства связи,

автоматики и информационного обеспечения.

На правах филиалов РАО "ЕЭС России" функционируют Нижегородская ГЭС,

Саратовская ГЭС и Харанорская ГРЭС.

Имущество пяти электростанций (Киришской ГРЭС-19, Новосибирской ГЭС,

Рефтинской ГРЭС, Средне-Уральской ГРЭС и Верхне-Тагильской ГРЭС) передано в

аренду региональным акционерным обществам энергетики и электрификации.

Таблица 2.3.Структура собственности Общества[5]

АКЦИИ акционерного общества по оперативно-диспетчерскому управлению (ЦДУ)		АКЦИИ 72 акционерных обществ– энергоснабжающих организаций (АО-энерго)	АКЦИИ 36 акционерных обществ электростанций, в том числе 9 электростанций, находящихся в стадии строительства
АКЦИИ 64 акционерных обществ, осуществля- ющих промышленные, строительные, снабженческие, информацион- ные и другие виды деятельности	АКЦИИ 57 акционерных обществ– научно- исследова- тельских и проектно- изыскатель- ских организаций	РАО "ЕЭС РОССИИ"	АКЦИИ 9 акцио- нерных обществ, коммерческих банков	АКЦИИ страховой компании "Энергогарант"
		Системообразующие магистральные линии электропередачи и подстанции напряжением 220 кВ и выше, формирующие Единую энергетическую систему Российской Федерации
		ИМУЩЕСТВО: 5 электростанций, переданных в аренду; 3 электростанции – филиалы РАО "ЕЭС России"; средства технологического управления электрическими режимами, средства связи, автоматики и информационного обеспечения.

1.3. Основные успехи и неудачи менеджмента РАО «ЕЭС России»

Основные управленческие успехи:

– позиционирование компании как холдинговой структуры, действующей в рыночной

среде;

– монетизация расчетов и начало реструктуризации накопленных задолженностей,

хотя надо отдавать отчет, что резкое сокращение расчетов суррогатами было

обусловлено масштабным улучшением платежной дисциплины бюджета – действия

менеджмента совпали с общим оздоровлением системы расчетов в стране;

– формирование сети территориальных сбытовых организаций, контролируемых

головной конторой холдинга.

Основные неудачи менеджмента:

– невзирая на стремительный рост монетизации, рентабельность производства не

только не увеличилась, но даже несколько снизилась (с 13 до 12%);

– не удалось наладить процесс привлечения инвестиций в отрасль, как следствие

– продолжается деградация основных фондов отрасли, падает надежность

энергоснабжения;

– дезинтеграционные процессы, инициированные приватизацией, во многом привели

к потере единого управления отраслью (РАО «ЕЭС России» имеет 100% контроль

только в 9 АО-энерго, еще в 33 – пакет более 50%, а в 32 – менее 50%). При

этом положительные эффекты, в частности, рыночные механизмы регулирования, не

были реализованы;

– капитализация компании крайне неустойчива (большее падение после кризиса

испытали лишь акции «Газпрома» и «Татэнерго»), акции сильно недооценены.

Необходимо срочно найти источники для инвестиций в обновление основных фондов

РАО «ЕЭС России» (их износ составляет 50-60%). В своем нынешнем состоянии они

с трудом обеспечивают энергоснабжение страны, под вопросом оказывается

энергообеспечение промышленного роста.

Реальных источников инвестиций два – собственные средства и частные

инвестиции. Для того чтобы задействовать первый источник, необходимо

повышение тарифа. Это уже отчасти политическая задача. Для решения второй –

нужно создать условия, при которых инвестор может прогнозировать

эффективность своих инвестиций на длительный период, причем и во втором

случае проблема упирается в тарифы (долгосрочное прогнозирование невозможно

без прогноза тарифа). Существующая же тарифная практика не только не

позволяет привлекать средства, но и не дает стимула к снижению издержек:

регулирующий орган, Федеральная (региональные) энергетическая комиссия, как

правило, реагирует на экономию соответствующим снижением тарифа.

При нынешней организации деятельности РАО решение проблемы тарифа крайне

затруднено. Кардинальное изменение ситуации возможно, в частности, в

результате реструктуризации компании. Таким образом, тариф, в конечном счете,

является одним из ключевых факторов в предлагаемых вариантах реструктуризации

РАО.

Необходимо учитывать еще два фактора. Во-первых, накопленные неплатежи.

Во-вторых, необходимость создания основных фондов, чисто экономическую

целесообразность которых сложно или невозможно обосновать (повышение надежности

энергоснабжения, безопасности и т.д.)[6]

Однако А. Б. Чубайс председатель правления ОАО РАО «ЕЭС России» к одним из

успехов последнего времени относит полное решение проблемы бартера и

неплатежей. По его словам, проблемы гигантской задолженности накопленной

перед поставщиками РАО «ЕЭС России» также не существует. На сегодняшний день

у компании нет неурегулированных долгов с ОАО «Газпром». Такая же обстановка

с ключевым поставщиком на оптовом рынке «Росэнергоатомом».

Нет ни одного неурегулированного рубля долгов государству и в соответствии с

постановлением о реструктуризации, в полном объеме выплачиваются обязательства

по возврату накопленной недоимки.[7]

Компания, безусловно, укрепляется, встает на ноги, расчищаются финансовые

завалы, наводится порядок и в производстве, и в финансах.

1.4. Организация управления РАО «ЕЭС России»

В 1992 году создано Российское акционерное общество энергетики и

электрификации (РАО «ЕЭС России») на основе передачи в его собственность

значительной части крупных электростанций, линий электропередач, предприятий

инфраструктуры отрасли, а также Центрального диспетчерского управления (ЦДУ).

На базе сохранившихся в ведении региональных производственных энергетических

объединений (ПЭО) энергетических мощностей организованы акционерные общества

– АО-энерго, которые входят в состав РАО ЕЭС в качестве дочерних и зависимых

акционерных обществ (за исключением «Татэнерго» и «Иркутскэнерго»,

сохранивших независимый от РАО статус). Схема существующей организации

базируется на следующих основных положениях:

– потребители региона (зона действия АО-энерго) обеспечиваются

электроэнергией от генерирующих объектов, принадлежащих АО-энерго и принятых

ими в эксплуатацию (аренду) от РАО «ЕЭС России»;

– недостающую электрическую мощность и энергию региональные АО-энерго

покупают на оптовом рынке, контролируемом РАО «ЕЭС России»;

– оптовый рынок электроэнергии РАО «ЕЭС России» формирует за счет

приобретения энергии от АЭС, находящихся в ведении ГП «Росэнергоатом», от ГЭС

и ГРЭС, принадлежащих РАО «ЕЭС России», а также от АО-энерго, если у них

есть избытки энергии.

Схема поставки электроэнергии предполагает сохранение жесткого

централизованного диспетчерско-технологического управления режимами работы

субъектов рынка в ЕЭС РФ (АО-энерго и параллельно работающих с ними блок-

станций, АЭС, электростанций и электрических сетей, контролируемых РАО ЕЭС).

Диспетчерско-технологическое управление осуществляется по традиционной

иерархической схеме "ЦДУ–ОДУ–энергосистемы".

Государственное регулирование тарифов осуществляется органами исполнительной

власти: Федеральной и региональными энергетическими комиссиями

[8](ФЭК и РЭК – см. таблицу 4.1.).

Таблица 4.1.Принятая схема регулирования тарифов

Поставщики электроэнергии	Получатели электроэнергии	Кто устанавливает тариф
АО-энерго	Потребители	РЭК
Перепродавцы	Потребители	РЭК
Блок-станции на территории АО	Потребители АО-энерго	РЭК
АО-энерго	РАО ЕЭС (ФОРЭМ)	РЭК (договорная цена)
АЭС, ГЭС и ГРЭС РАО ЕЭС	РАО ЕЭС (ФОРЭМ)	ФЭК
ГЭС и ГРЭС РАО, расположенные на территории региона (АО-энерго)	АО-энерго	ФЭК
РАО ЕЭС (ФОРЭМ)	АО-энерго	ФЭК

Реализованной схеме организации энергоснабжения свойственен ряд существенных

недостатков, основные из которых можно свести к следующим:

1. При коммерциализации субъектов созданного оптового рынка

электроэнергии и мощности (ФОРЭМ) юридическое и экономическое подчинение

Центрального диспетчерского управления (ЦДУ) холдингу РАО «ЕЭС России» приводит

к нарушениям рационального распределения загрузки мощностей станций, не

входящих в РАО ЕЭС. Особенно остро это проявлялось по отношению к АЭС, входящих

в ГП «Росэнергоатом», мощности которых в отдельные периоды использовались менее

чем на 50%, несмотря на их предпочтительные экономические характеристики.

2. Предоставление исключительных прав РАО ЕЭС в регулировании оптового

рынка (ФОРЭМ) усложняет, а иногда препятствует допуску к сетям независимых

производителей энергии (НПЭ). Это порождает неизбежный конфликт интересов с

атомными электростанциями, НПЭ, не входящими в состав РАО (например,

энергогенерирующие мощности «Иркутскэнерго», «Татэнерго»), и ограничивает

создание новых НПЭ (особенно малой и средней мощности), снижая тем самым

возможности общего развития энергетики.

3. Принятая схема регулирования ФОРЭМ не предусматривает развитые

процедуры заключения прямых договорных соглашений между крупными потребителями

электроэнергии и отдельными ее поставщиками. Существующие сложности заключения

взаимовыгодных прямых договорных соглашений (например, ни потребитель не вправе

выбирать поставщика, ни поставщик не может выбирать потребителей, выбор

осуществляет ЦДУ исходя из собственных предпочтений) снижают возможности

усиления контроля со стороны потребителей за надежностью и качеством

энергоснабжения, одновременно ограничивают возможности расширения

предоставляемых услуг со стороны энергоснабжающих компаний.

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14