Формування фінансового механізму підприємства на матеріалах ВАТ Центренерго (стр. 14 из 27)

До 2030 р. основою електроенергетичної системи України залишатимуться теплові електростанції. Особливістю теплової енергетики є те, що її робота протягом тривалого періоду відбувається в умовах надлишку встановлених потужностей енергоблоків ТЕС, що погіршує їх економічні показники. Тому, передбачається поступове зниження надлишкових потужностей з приведенням їх до оптимальної величини у 2015-2017 рр. Вирішальне значення для теплової генерації має реконструкція та модернізація устаткування ТЕС, яка проводитиметься за такими напрямками:

1.З наявного устаткування ТЕС виділяється група енергоблоків (робоча група), які підлягають подальшій реконструкції, а також залишкова група, реконструкція яких є недоцільною. До складу робочої групи включаються пиловугільні енергоблоки сумарною потужністю 18 – 19 млн.кВт і найбільш працездатні газомазутні енергоблоки сумарною потужністю 3,8 млн.кВт. Енергоблоки робочої групи формуватимуть основну частину робочої потужності ТЕС (генеруючої та резервної) згідно із щорічними програмами.

2.Енергоблоки, віднесені до складу залишкової групи сумарною потужністю 5,2 – 6,0 млн.кВт, залишаються на балансі генеруючих компаній і підлягають тривалій консервації до часу прийняття рішення щодо їх демонтажу у зв’язку з планованим заміщенням на більш ефективні нові енергоблоки. У разі виникнення непередбачуваного дефіциту генерації ці енергоблоки підлягають введенню в дію. Списання та демонтаж енергоблоків залишкової групи здійснюватиметься за щорічними поданнями генеруючих компаній на підставі аналізу їх фактичного стану і прогнозованих тенденцій до змін потреби в генеруючих потужностях на п’ять років.

Передбачається підвищення коефіцієнта використання робочої потужності ТЕС до 55,4%, зменшення питомих витрат палива на виробництво електроенергії до середньоєвропейського рівня. Капіталовкладення на розвиток теплової генерації з 2006 до 2030 року становлять 183,4 млрд.грн.

Комплексна реконструкція вугільних електростанцій України здійснюватиметься шляхом впровадження сучасних економічних вугільних паротурбінних енергоблоків, оснащених системами зниження викидів NOХ (оксиди азоту), SO2 (оксид сірки) і пилу та паро-газових ТЕЦ з газифікацією вугілля, високонапірним теплогенератором та ін. з орієнтацією на максимальне використання вітчизняного вугілля, в тому числі технологій та обладнання для спалювання бурого вугілля.

На виробництво електричної і теплової енергії ТЕС, ТЕЦ і блок-станціями (з урахуванням локальних джерел) у 2005 році використано, за оперативними даними, 37,0 млн.т у.п., з них: вугілля – 51,8%; газ – 47,4%; мазут – 0,8%.

У сфері паливозабезпечення електроенергетичної галузі необхідно взяти до уваги поступове зростання цін на органічне паливо, що зумовлюється такими чинниками:

- зростання цін на природний газ, пов’язане з підвищенням попиту на нього, як на найбільш екологічно прийнятний та ефективний вид органічного палива, зростанням витрат на видобуток і транспортування в головних країнах-експортерах природного газу в Україну (насамперед – Росії), а також у зв’язку з переходом на ринкові форми ціноутворення;

- зростання вартості вугілля зумовлюватиметься збільшенням інвестиційної складової у вартості вітчизняного вугілля у зв’язку з оновленням основних фондів галузі, а також через зростання складової заробітної плати в ній. Прогнозується поступове збільшення цін на вугілля на світових ринках через зростання цін на природний газ. Поряд із цим темпи збільшення цін на вугілля передбачаються помітно нижчими, ніж на природний газ.

Темпи зростання вартості мазуту прогнозуються близькими до змін цін на природний газ. До 2030 р. абсолютні витрати органічного палива на ТЕС, ТЕЦ і блок-станціях (з урахуванням локальних джерел) зростають у 1,9 рази з

7 млн. т у.п. у 2005 р. до 69,8 млн. т у.п. у 2030 р., при цьому обсяг використання вугілля на виробництво електричної і теплової енергії збільшиться до 85,1% та відповідно до 14,5% зменшиться рівень використання газу [102].

Рис.3.9. - Прогнозний баланс палива на ТЕС, ТЕЦ до 2030 року, млн. т у.п.

Питомі витрати умовного палива на відпуск електроенергії ТЕС, ТЕЦ і блок-станцій (з урахуванням локальних джерел) в 2005 році досягли 378,9 г у.п./кВтг і перевищують показники 1990 року більш ніж на 10% (у тому числі, внаслідок зміни методики розрахунку та зниження частки використання газомазутних енергоблоків).

За рахунок покращання роботи обладнання ТЕС, ТЕЦ і блок-станцій питомі витрати палива на відпуск електричної енергії зменшаться у 2030 році до 345,7 г у.п./кВтг.

Рис.3.10. - Питомі витрати умовного палива на випуск електроенергії, г у.п./кВтг

Таблиця 3.4 Міждержавні лінії електропередачі України та можливості експорту електроенергії до суміжних країн [102]

НайменуванняКраїн	Кількість повітряних ліній за класами напруги					Пропускна здатність ЛЕП, мрд.кВтгв рік	Експортв 2005 році, млрд.кВтг
	750кВ	400-500 кВ	220-330кВ	110-0,4кВ	Всього
Російська Федерація	1	3*	10	18	32	26,3	2,0
Молдова	7	18	25	1,5	1,6
Білорусь	2	6	8	6,1	-
Польща	1	1	2	UCTE5,0** | 4,849,0*** |
Словаччина	1	1	2
Угорщина	1	1	2			4
Румунія	1	1	2
* - одна лінія електропередачі постійного струму 400 кВ;** - при роботі „Острова Бурштинської ТЕС”;*** - при паралельній роботі.

Таким чином, існування та розвиток теплових електростанцій ВАТ “Центренерго” передбачено перспективними планами України до 2030 року.

Основою планування фінансового забезпечення розвитку ВАТ “Центренерго” в умовах його фактичного державного статусу та регульованості його діяльності в об’єднаній енергосистемі України є 4 основних питання:

- ціноутворення при реалізації виробленої електро-та теплоенергії;

- пошук зовнішнього інвестування для відновлення основних фондів на новій технологічній основі для зниження собівартості вироблення електро-та теплоенергії;

- пошук шляхів переходу на вітчизняну базу низькосортного вугільного палива та відказ від мазутно-газових технологій, що суттєво знизить витрати підприємства та підвищить прибуток в умовах жорсткого обмеження на ціну реалізації електро-та теплоенергії;

- пошук шляхів розширення експорту за рахунок використання законсервованих потужностей ВАТ “Центренерго”.

3.3. Удосконалення ціноутворення на підприємстві

Згідно статті 15 “Оптовий ринок електричної енергії України” [16], купівля всієї електричної енергії, виробленої на електростанціях, потужність чи обсяг відпуску яких більші за граничні показники, а також на вітроелектростанціях, незалежно від величини встановленої потужності чи обсягів відпуску електричної енергії (крім електричної енергії, виробленої на теплоелектроцентралях, які входять до складу енергопостачальників, для споживання на території здійснення ліцензованої діяльності), та весь її оптовий продаж здійснюються на оптовому ринку електричної енергії України. Функціонування інших оптових ринків електричної енергії в Україні забороняється.

Оптовий ринок електроенергії в Україні створений у середині 1990-х років, але повноцінно функціонувати почав лише з 2000 р. (було створене державне підприємство «Енергоринок», з прямим підпорядкуванням Кабміну івстановлений законодавчо закріплений порядок розрахунку за електроенергію). До 2000 року функції ДП «Енергоринку» виконував спеціалізований підрозділ НЕК «Укренерго» з прямим підпорядкуванням Міністерству палива та енергетики.

ДП «Енергоринок» є основним посередником між підприємствами, що виробляють електроенергію та продають її на Оптовий ринок, і компаніями, що купують електроенергію на Оптовому ринку і постачають її кінцевим споживачам. Прямі споживчі закупівлі безпосередньо у підприємстввиробників електроенергії в Україні майже не практикуються. Функціональні зв’язки оптового ринку електроенергії України відображеніна наступній схемі:

Ціни, за якими продають електроенергію ТЕС, АЕС і ГЕС на Оптовий ринок відрізняються. Так, станом на 30.06.2005 р. (рис.3.11):

- НАЕК «Енергоатом» реалізував електроенергію на ринок по 6,91 коп. за 1 кВт-год,

- теплові генеруючи компанії - по 22 коп. за 1 кВт-год,,

- ГЕС - по 4,2 коп. за 1 кВт-год.

Рис. 3.11. - Ціни реалізації електрогенергії виробниками на оптовий ринок електроенергії України у 2005 році

ДП «Енергоринок» усереднює ціну 1 кВт-год і формує оптову ціну, за якою електроенергію купують постачальники. В оптову ціну включаються витрати ДП «Енергоринок» і НЕК «Укренерго» на передачу електроенергії по високовольтних мережах і послуги диспетчеризації, а також відрахування в спецфонд держбюджету, з якого фінансуються пріоритетні проекти в енергетику. Динаміка цін продажу електроенергії протягом 2005 року наведена у наступній діаграмі (рис.3.12).

Рис. 3.12. - Ціни реалізації електроенергії постачальникам з оптового ринку електроенергії України у 2005 році

Середня ціна продажу електроенергії протягом 2005 року зросла на 17,8%, оскільки ціна продажу електроенергії ТЕС та ТЕЦ збільшилась порівняно з початком року відповідно на 45,8% та 30,6%.

Тарифи на електроенергію для НАЕК “Енергоатом”, ТЕЦ, ГЕС, ВЕС і блок-станцій затверджує НКРЕ. Генеруючі компанії ТЕС працюють за цінови-ми заявками на конкурентних засадах.