Historien om utvecklingen av kraftverk transport och distribution av el. Moderna elkraftsystem. Bedömning av den pågående elreformen

övervinna befintliga obalanser inom elkraftsindustrin för att upprätthålla en hög och hållbar ekonomisk tillväxt på lång sikt;

öka effektiviteten i produktion, överföring och förbrukning av el baserat på den senaste högeffektiva miljövänliga tekniken.

Som ett resultat av reformen av elkraftsindustrin skildes konkurrenskraftiga - produktion och försäljning av elektrisk energi - från vad som tidigare ansågs vara en monopolindustri, såväl som naturliga monopolistiska - överföring av elektrisk energi och operativ leveranskontroll inom elkraftsindustrin.

Den långsiktiga ekonomiska utvecklingen kännetecknas av en ökning av elförbrukningen från 2007 till 2015 med i genomsnitt 3,8 - 4 procent per år, med en minskning till 3,6 - 3,7 procent 2016 - 2020 på grund av strukturförändringar till förmån för mindre el -intensiv industri och intensifierade energisparåtgärder.

För att säkerställa de angivna tillväxttakten för elproduktion och -förbrukning, med hänsyn till behovet av att skapa tillräcklig reservkapacitet, kommer det att vara nödvändigt att säkerställa konsumenternas tillgång till elförsörjningstjänster och ta i bruk energikapacitet under 2007 - 2020 till ett belopp av 120 - 200 miljoner kW.

Under perioden fram till 2011 kommer den gradvisa liberaliseringen av grossistmarknaden för el och kraft att fortsätta, vilket 2011 bringar andelen el och el såld till fria priser till 100 procent, med undantag för leveranser av el och kraft i icke-priszoner och försörjning till befolkningen.

Det är planerat att lansera en långsiktig kapacitetsmarknad, utformad för att säkerställa konstruktion av genererande kapacitet i optimal volym för att möta efterfrågan och skapa den nödvändiga reserven.

Under perioden fram till 2014 planeras att bringa eltarifferna för befolkningen till marknadsmässiga nivåer för att eliminera korssubventioner mellan befolkningen och andra konsumenter genom att stärka det riktade skyddet av låginkomstgrupper i befolkningen.

Inom elkraftsindustrins reglerade sektorer kommer det från och med 2010 (i distributionsnätsföretag från 2009, i transmissionsnätföretag - från 2010) att ske en övergång till att fastställa långsiktiga tariffer (minst 5 år) med avkastningen på investerat kapital metoden. Denna metod ger avkastning på investerat kapital och inkomster på det på en nivå som är jämförbar med inkomstnivån i andra sektorer av ekonomin, och syftar till att stimulera privata investeringar i den reglerade elsektorn. Användningen av långsiktiga tariffer uppmuntrar organisationer inom den reglerade sektorn av ekonomin att minska kostnader och tekniska förluster i förhållande till den etablerade nivån. Utöver el- och värmeförsörjning kommer avkastningen på investerat kapital att tillämpas på andra infrastruktursektorer, inklusive allmännyttiga företag. Enandet av energisystemen i centrum, Ural, Sibirien och Fjärran Östern med lik- och växelströmsöverföringar vid ultra- och ultrahögspänning kommer att säkerställa en storskalig utveckling av kolbassänger och utvecklingen av vattenpotentialen i östra regionerna i Ryska federationen. Redan 2009 och 2010 kommer forskning och analys av de makroekonomiska effekterna av att implementera denna metod att genomföras.

För att uppnå målparametrarna för utvecklingen av elkraftindustrin är det nödvändigt att lösa följande uppgifter:

balanserad utveckling av elkraftsindustrin, skapande av en optimal, ekonomiskt sund struktur för genereringskapacitet och kraftnätsanläggningar i den för att på ett tillförlitligt sätt förse landets konsumenter med el och värme;

diversifiering av elkraftindustrins bränslebalans genom utveckling av kärnkrafts- och kolproduktion, användning av vattenkraftspotential samt potentialen hos andra förnybara källor med en motsvarande minskning av andelen gasproduktion i bränslebalansen i industri;

skapande av en nätverksinfrastruktur som säkerställer att energiföretag deltar fullt ut på el- och kapacitetsmarknaden, stärker intersystemanslutningar för transitering av elektrisk energi och kraft till knappa regioner i Ryssland, utveckling av export av elektrisk energi;

minimera förluster i el- och värmenätverk, samt minska specifik bränsleförbrukning för produktion av el och värme genom införandet av avancerad teknik och modern mycket ekonomisk utrustning;

genomföra en gradvis minskning av miljöpåverkan från elkraftanläggningar genom införandet av världens bästa miljövänliga teknologier under byggandet av nya och återuppbyggnaden av befintliga elkraftföretag;

bevarande och utveckling av mänskliga resurser inom elkraftindustrin;

bildande av ett statligt system för att hantera utvecklingen av elkraftindustrin baserat på en kombination av marknads- och statliga mekanismer;

säkerställa en betydande ökning av investeringar i elkraftindustrin för storskalig driftsättning av ny energikapacitet och utbyte av föråldrad utrustning;

säkerställa tillgängligheten för konsumenternas anslutning till elektriska nätverk;

Elkraftindustrin är en basindustri, vars utveckling är en oumbärlig förutsättning för utvecklingen av ekonomin och andra sfärer av det sociala livet. Världen producerar cirka 13 000 miljarder kWh, varav bara USA står för upp till 25 %. Över 60 % av världens el produceras vid värmekraftverk (i USA, Ryssland och Kina - 70-80 %), cirka 20 % - vid vattenkraftverk, 17 % - vid kärnkraftverk (i Frankrike och Belgien - 60 %, Sverige och Schweiz – 40-45 %).

De mest försörjda med el per capita är Norge (28 tusen kW/h per år), Kanada (19 tusen), Sverige (17 tusen).

Elkraftindustrin, tillsammans med bränsleindustrierna, inklusive prospektering, produktion, bearbetning och transport av energikällor, såväl som själva elenergin, utgör det viktigaste bränsle- och energikomplexet (FEC) för ekonomin i något land. Cirka 40 % av världens primära energiresurser går åt till att generera el. I ett antal länder tillhör huvuddelen av bränsle- och energikomplexet staten (Frankrike, Italien, etc.), men i många länder spelas huvudrollen i bränsle- och energikomplexet av blandat kapital.

Elkraftsindustrin sysslar med produktion av el, dess transporter och distribution. Det speciella med elkraftsindustrin är att dess produkter inte kan ackumuleras för senare användning: elproduktionen vid varje tidpunkt måste motsvara förbrukningens storlek, med hänsyn tagen till själva kraftverkens behov och förluster i näten . Därför är anslutningarna inom elkraftsindustrin konstanta, kontinuerliga och utförs omedelbart.

Elektrisk kraft har en stor inverkan på den territoriella organisationen av ekonomin: den möjliggör utveckling av bränsle- och energiresurser i avlägsna östra och norra regioner; utvecklingen av huvudhögspänningsledningar bidrar till en friare lokalisering av industriföretag; stora vattenkraftverk lockar energiintensiv industri; i de östra regionerna är elkraftsindustrin en specialiseringsgren och fungerar som grund för bildandet av territoriella produktionskomplex.

Man tror att för en normal ekonomisk utveckling måste tillväxten i elproduktionen överträffa produktionstillväxten i alla andra sektorer. Merparten av den genererade elen konsumeras av industrin. När det gäller elproduktion (1015,3 miljarder kWh 2007) hamnar Ryssland på fjärde plats efter USA, Japan och Kina.

När det gäller omfattningen av elproduktionen särskiljs den centrala ekonomiska regionen (17,8 % av all-rysk produktion), östra Sibirien (14,7 %), Ural (15,3 %) och västra Sibirien (14,3 %). Bland de ingående enheterna i Ryska federationen inom elproduktion är ledarna Moskva och Moskva-regionen, Khanty-Mansiysk autonoma Okrug, Irkutsk-regionen, Krasnoyarsk-territoriet och Sverdlovsk-regionen. Dessutom är elkraftsindustrin i centrum och Ural baserad på importerat bränsle, medan de sibiriska regionerna arbetar på lokala energiresurser och överför el till andra regioner.

Den elektriska kraftindustrin i det moderna Ryssland representeras huvudsakligen av termiska kraftverk som drivs av naturgas, kol och eldningsolja under de senaste åren, har andelen naturgas i kraftverkens bränslebalans ökat. Cirka 1/5 av inhemsk el genereras av vattenkraftverk och 15 % av kärnkraftverk.

Termiska kraftverk som drivs på kol av låg kvalitet dras som regel mot de platser där det bryts. För eldningsoljekraftverk är det optimalt att placera dem nära oljeraffinaderier. Gaseldade kraftverk, på grund av de relativt låga transportkostnaderna, dras i första hand mot konsumenten. Dessutom byts kraftverk i stora och större städer till gas, eftersom det är ett miljömässigt renare bränsle än kol och eldningsolja. Kraftvärmeverk (som producerar både värme och elektricitet) drar mot konsumenten, oavsett vilket bränsle de drivs med (kylvätskan kyls snabbt ned när den överförs över avstånd).

De största termiska kraftverken med en kapacitet på mer än 3,5 miljoner kW vardera är Surgutskaya (i Khanty-Mansiysk autonoma Okrug), Reftinskaya (i Sverdlovsk-regionen) och Kostroma State District Power Plant. Kirishskaya (nära St. Petersburg), Ryazanskaya (Centralregionen), Novocherkasskaya och Stavropolskaya (Norra Kaukasus), Zainskaya (Volga-regionen), Reftinskaya och Troitskaya (Urals), Nizhnevartovskaya och Berezovskaya i Sibirien har en kapacitet på mer än 2 miljoner kW.

Geotermiska kraftverk, som utnyttjar jordens djupa värme, är bundna till en energikälla. I Ryssland är Pauzhetskaya och Mutnovskaya GTPPs verksamma i Kamchatka.

Vattenkraftverk är mycket effektiva källor till el. De använder förnybara resurser, är lätta att hantera och har en mycket hög effektivitet (mer än 80%). Därför är kostnaden för den el de producerar 5-6 gånger lägre än vid värmekraftverk.

Det är mest ekonomiskt att bygga vattenkraftverk (HPP) på bergsälvar med stor höjdskillnad, medan det på låglandsälvar måste skapas stora reservoarer för att hålla ett konstant vattentryck och minska beroendet av säsongsmässiga fluktuationer i vattenmängderna. För att till fullo utnyttja vattenkraftspotentialen byggs kaskader av vattenkraftverk. I Ryssland har vattenkraftskaskader skapats på Volga och Kama, Angara och Jenisej. Den totala kapaciteten för Volga-Kama-kaskaden är 11,5 miljoner kW. Och det omfattar 11 kraftverk. De mest kraftfulla är Volzhskaya (2,5 miljoner kW) och Volgogradskaya (2,3 miljoner kW). Det finns också Saratov, Cheboksary, Votkinsk, Ivankovsk, Uglich och andra.

Ännu kraftfullare (22 miljoner kW) är Angara-Yenisei-kaskaden, som inkluderar de största vattenkraftverken i landet: Sayanskaya (6,4 miljoner kW), Krasnoyarsk (6 miljoner kW), Bratsk (4,6 miljoner kW), Ust-Ilimskaya (4,3 miljoner kW).

Tidvattenkraftverk använder energin från högvatten i en vik avskuren från havet. I Ryssland finns det en experimentell Kislogubskaya TPP utanför Kolahalvöns norra kust.

Kärnkraftverk (NPP) använder mycket transportabelt bränsle. Med tanke på att 1 kg uran ersätter 2,5 tusen ton kol är det mer ändamålsenligt att placera kärnkraftverk nära konsumenten, främst i områden som saknar andra typer av bränsle. Världens första kärnkraftverk byggdes 1954 i Obninsk (Kaluga-regionen). Det finns för närvarande 8 kärnkraftverk i Ryssland, varav de mest kraftfulla är Kursk och Balakovo (Saratov-regionen) med 4 miljoner kW vardera. I de västra regionerna av landet finns det också Kola, Leningrad, Smolensk, Tver, Novovoronezh, Rostov, Beloyarsk. I Chukotka - Bilibino ATPP.

Den viktigaste trenden i elkraftindustrins utveckling är integrationen av kraftverk i energisystem som producerar, överför och distribuerar el mellan konsumenter. De representerar en territoriell kombination av kraftverk av olika typer som arbetar med en gemensam belastning. Integreringen av kraftverk i energisystem bidrar till möjligheten att välja det mest ekonomiska belastningsläget för olika typer av kraftverk; under tillståndets stora omfattning, förekomsten av standardtid och oöverensstämmelse mellan toppbelastningar i enskilda delar av sådana energisystem, är det möjligt att manövrera produktionen av el i tid och rum och överföra den efter behov i motsatta riktningar .

För närvarande fungerar Rysslands Unified Energy System (UES). Det inkluderar många kraftverk i den europeiska delen och Sibirien, som arbetar parallellt, i ett enda läge, och koncentrerar mer än 4/5 av den totala kraften i landets kraftverk. I regionerna i Ryssland öster om Bajkalsjön fungerar små isolerade kraftsystem.

Rysslands energistrategi för det kommande decenniet ger en vidareutveckling av elektrifiering genom ekonomiskt och miljömässigt sund användning av värmekraftverk, kärnkraftverk, vattenkraftverk och icke-traditionella förnybara energislag, vilket ökar säkerheten och tillförlitligheten hos befintlig kärnkraft. kraftverk.

I Ryssland, efter Sovjetunionens kollaps under perioden fram till 2000, minskade investeringarna i branschen kraftigt. Samtidigt observerades bevarandet av stationer, vars byggande redan var igång. Just nu, genom dekret från Ryska federationens president nr 923 av den 15 augusti 1992 "Om organisationen av förvaltningen av Ryska federationens elkraftkomplex under privatiseringsförhållanden", skapades RAO UES från Ryssland, som började sin verksamhet den 31 december 1992. Kärnkraftverk kom under kontroll av Rosenergoatom. Irkutskenergo, Bashkirenergo, Tatenergo och Novosibirskenergo ingick inte heller i RAO UES. Gradvis började en systemkris observeras i den komplexa ekonomin, genererad av den ekonomiska situationen i landet. I enlighet med det nya utvecklingskonceptet av teamet Tjubais det beslutades att genomföra en reform av RAO ES, vars syfte var att dela upp det enhetliga energinätet och skapa ett antal privata produktions- och försäljningsbolag. Man trodde att detta skulle lansera en konkurrensmekanism och locka investeringar till ett belopp av 4 375 biljoner rubel (till nuvarande priser) i branschen.

Men sönderfall, enligt vissa experter, har generellt haft en negativ inverkan på elkraftsindustrin. I synnerhet chefsingenjören för RAO ES 1994-1996 Victor Kudryavy förutspådde en ökning av olycksfrekvensen i samband med denna reform, som faktiskt iakttas för närvarande. Utnyttjandefaktorn för den installerade effekten i delstatskraftverket har också minskat. Förhoppningar om kapitalinvesteringar och tullstabilisering uteblev.

Introduktion

Reformen av den ryska elkraftsindustrin, som våra samtida bevittnar, beror på ganska allvarliga förutsättningar. Det är viktigt att notera att redan på 80-talet av förra seklet började tecken på stagnation dyka upp i landets elkraftindustri: produktionskapaciteten uppdaterades märkbart långsammare än elförbrukningen växte. Senare, på 90-talet, under den allmänna ekonomiska krisen i Ryssland, minskade volymen av elförbrukningen avsevärt, samtidigt stoppade processen för kapacitetsförnyelse praktiskt taget.

I början av det sista kvartalet av 90-talet av förra seklet kännetecknades den allmänna situationen i branschen av följande fakta:

1. När det gäller tekniska indikatorer (specifik bränsleförbrukning, genomsnittlig utrustnings effektivitet, driftkraft för stationer etc.) släpade ryska energiföretag efter sina motsvarigheter i utvecklade länder.
2. Det fanns inga incitament att öka effektiviteten, rationell planering av elproduktion och förbrukningssätt eller energibesparing.
3. I vissa regioner var det strömavbrott, en energikris observerades och det var stor sannolikhet för större olyckor.
4. Det fanns ingen betalningsdisciplin och uteblivna betalningar var vanliga.
5. Företag i branschen var informationsmässigt och ekonomiskt ogenomskinliga.
6. Tillgången till marknaden stängdes för nya, oberoende aktörer.

Allt detta skapade behovet av omvandlingar inom elkraftsindustrin, vilket skulle skapa incitament att förbättra energiföretagens effektivitet och möjliggöra en betydande ökning av investeringsvolymen i branschen. Annars, med den ytterligare expansionen av utländskt ekonomiskt samarbete, skulle ryska företag förlora ekonomisk konkurrens inte bara på utländska marknader utan också på landets inhemska marknad.

Med utnämningen av A. Chubais till posten som styrelseordförande för RAO UES i Ryssland 1998 utropades en kurs mot marknadsförändringar i branschen, och målen och målen för reformer inom elkraftindustrin proklamerades. Huvudmålet med att reformera den ryska elkraftsindustrin är att öka effektiviteten för företag i branschen, skapa förutsättningar för dess utveckling baserat på stimulerande investeringar och säkerställa pålitlig och oavbruten strömförsörjning till konsumenter. I detta avseende äger radikala förändringar rum i den ryska elkraftindustrin: systemet för statlig reglering av industrin förändras, en konkurrensutsatt elmarknad bildas, nya företag skapas.

Under reformen förändras branschens struktur: naturliga monopolfunktioner separeras (överföring av el via huvudledningar, distribution av el längs lågspänningsledningar och driftkontroll) och potentiellt konkurrenskraftiga (produktion och försäljning av el, reparation och service), och istället för de tidigare vertikalt integrerade företagen (de kallas vanligtvis "JSC-energos"), som utför alla dessa funktioner, skapas strukturer som specialiserar sig på vissa typer av aktiviteter.

Det antas att produktions-, försäljnings- och reparationsföretag i framtiden kommer att bli övervägande privata och konkurrera med varandra. I naturliga monopolområden sker tvärtom en förstärkning av den statliga kontrollen. Därmed skapas förutsättningar för utvecklingen av en konkurrenskraftig elmarknad, vars priser inte regleras av staten, utan bildas utifrån utbud och efterfrågan, och dess deltagare konkurrerar genom att sänka sina kostnader.

De företag som bildades under reformen är företag specialiserade på vissa typer av verksamhet (produktion, överföring av el etc.) och som kontrollerar motsvarande kärntillgångar. När det gäller omfattningen av sin kärnverksamhet överträffar de nyskapade företagen de tidigare monopolen på regional nivå: de nya företagen förenar kärnföretag från flera regioner, eller är helt ryska.

Således kommer stamnäten under kontroll av Federal Grid Company, distributionsnätverk förväntas integreras i interregionala distributionsnätverk (IDGC), funktionerna och tillgångarna för regionala sändningsavdelningar överförs till den allryska systemoperatören tillgångar kombineras också till interregionala företag, av två typer: grossistmarknaden för genererande företag (grossistföretag - OGK) och territoriella produktionsföretag (TGK). WGCs förenar kraftverk specialiserade på produktion av nästan uteslutande elektrisk energi. TGC omfattar huvudsakligen kraftvärmeverk (CHP), som producerar både elektrisk och termisk energi. Sex av de sju WGC är bildade på basis av värmekraftverk, och en ("Hydro-OGK") är baserad på landets vattenkraftverk. Termiska OGK:er är byggda på en extraterritoriell princip, medan TGC:er kombinerar stationer från närliggande regioner.

Således är det antagna reformalternativet baserat på principen om "horisontell" uppdelning av elkraftindustrin, där produktion, försäljning, nätverk, service och andra företag bildas i stället för "klassiska" vertikalt integrerade företag - aktiebolag - energos Samtidigt, i det inledande skedet, övervägde författarna till reformen också ett alternativt alternativ för den "vertikala" uppdelningen av elkraftsindustrin, vilket ledde till skapandet av cirka åtta stora vertikalt integrerade företag. Detta alternativ fanns dock kvar på pappret.

Det råder ingen tvekan om att resultaten av reformen för landet, dess ekonomiska och sociala konsekvenser ännu inte har kommit fram, de kan bara diskuteras preliminärt. Detta beror på det faktum att statliga regleringsmekanismer fortfarande finns kvar i elkraftsindustrin och RAO UES i Ryssland, som koordinator och garant för reformer, kommer att finnas till mitten av 2008. Samtidigt kommer ett antal affärsmän, forskare och professionella kraftingenjörer, till exempel A. Branis, M Gelman, V. Kudryavy och andra, bedömde vid olika tidpunkter kritiskt reformens ideologi, uppmärksammade staten, aktieägarna och allmänheten på de negativa företagens, ekonomiska och negativa sociala konsekvenser. De energiförsörjningsproblem som uppstod 2003 i USA - i en stat där elmarknaden har fungerat i många år och där de statliga tillsynsmyndigheternas roll är stark - är en signal om att elkraftsindustrin är en komplex mekanism , och marknaden är inte ett universellt universalmedel.

I samband med ovanstående är det tillrådligt att överväga nyckelaspekterna av elsektorreformen i vårt land i samband med prognoser och slutsatser från både författarna till reformen och dess motståndare.

Kapitel 1. Moderna elkraftsystem

1.1. Globala trender inom elkraftsindustrin

Under de senaste åren har radikala omvandlingar ägt rum i den ryska elkraftsindustrin: ett nytt rättsligt ramverk och ett nytt regelsystem håller på att bildas, branschens struktur förändras och en konkurrenskraftig elmarknad håller på att bildas gradvis. Således tar Ryssland vägen för de flesta utvecklade länder som för närvarande genomför eller redan har genomfört reformer inom elkraftindustrin och försöker anpassa den till den moderna ekonomins villkor.

Behovet av förändring inom elkraftsindustrin blev uppenbart i slutet av förra seklet. Fram till 1990-talet i de flesta länder i världen klassades denna industri som ett naturligt monopol. Vertikalt integrerade företag (som kombinerar produktion, överföring och försäljning av el) hade ett lagligt monopol på nationell skala eller i enskilda regioners skala. Tarifferna för deras tjänster var vanligtvis fastställda eller begränsade av staten. Under lång tid tillgodosede ett sådant system ganska tillfredsställande ekonomins behov. Men i samband med en betydande ökning av priset på kolvätebränslen (sedan 1970-talet) och snabb ökning av elförbrukningen visade sig de tidigare monopolen vara otillräckligt effektiva. De hade ofta inte tid att svara på förändringar i efterfrågan, det kostade dem för mycket att behålla befintlig kapacitet och införa ny. Dessutom ingick eventuella merkostnader för sådana företag i deras tariffer och betalades automatiskt av konsumenterna. Situationen komplicerades av det faktum att miljölagstiftningen i många länder skärptes, vilket krävde en snabbare modernisering av energikapaciteten - kanske de främsta förorenarna av miljön.

Liberaliseringen av elkraftsindustrin underlättades av olika processer, inklusive de som inträffade utanför denna industri:

1. Utvecklingen av gasturbinteknik, tillsammans med den ökade naturgasproduktionen och upphävandet av restriktioner för dess användning för elproduktion i vissa länder, har lett till spridningen av högeffektiv och relativt billig produktionsteknik.
2. Ökade krav på energieffektivitet och ”miljövänlig” produktion drev på moderniseringen av energikapaciteten och utvecklingen av nätverk.
3. Utvecklingen av nätverk, och framför allt intersystemanslutningar (högspänningsstamledningar mellan tidigare stängda energisystem), samt informationsteknik, redovisnings- och styrverktyg, bidrog till att öka och komplexa energiflödena, vilket skapade nya möjligheter för konkurrens mellan grossistenergileverantörer.
4. Ökad ekonomisk och politisk integration av regioner och grannländer (särskilt Europeiska unionen och Nordamerika) bidrog också till utvecklingen av grossistmarknaderna för el.

Som ett resultat började vissa stater ompröva sin inställning till ett naturligt monopol inom elkraftindustrin och började tillåta inslag av konkurrens i denna industri. Detta uppnåddes antingen genom att dela upp monopol, med separering av konkurrerande företag från dem, eller genom att släppa in nya deltagare i branschen - oberoende elproducenter, eller båda. Den nya strukturen i branschen krävde nya spelregler. För att en oberoende producent verkligen ska vara oberoende och ha möjlighet att sälja sin el behövde den tillgång till infrastrukturen för eltransport och möjligheten att självständigt sätta priser. De nödvändiga normerna för detta har föreskrivits i lagstiftningen i ett antal stater. Som ett resultat uppstod en fri marknad för el i vissa länder, med priser som sattes utifrån utbud och efterfrågan. Den första konkurrensutsatta marknaden började fungera 1990 i England och Wales, och regimen med obegränsad konkurrens på grossistmarknaden för el introducerades för första gången i historien 1991 i Norge.

Trots alla skillnader i industrimodeller och sätt att reformera dem, i Europa, USA och ett antal andra regioner i världen, vidtas liknande steg för att liberalisera elkraftsindustrin: differentiering mellan naturligt monopolistisk (elöverföring, operativ utsändning kontroll) och potentiellt konkurrenskraftiga (produktion, försäljning) aktiviteter, avmonopolisering av branschen med parallell utveckling av antimonopolreglering, införande av icke-diskriminerande tillgång till infrastruktur för oberoende elleverantörer, liberalisering av elmarknaderna. Det är dock inte många länder som helt har öppnat marknaden för konkurrens, bland annat Sverige, Norge, Finland, Storbritannien, Nya Zeeland och en rad andra. Europeiska unionen som helhet strävar efter liknande standarder, vars lagstiftning kräver ett fullständigt öppnande av de nationella elmarknaderna i de flesta medlemsländer i denna organisation senast den 1 juli 2007. Utvecklingen av konkurrenskraftiga grossistmarknader i hela landet är också en prioritet för den amerikanska energistrategin. En konkurrenskraftig grossistmarknad för el finns redan i ett antal regioner i detta land, och många stater liberaliserar detaljhandeln med el.

Således har transformationer i elkraftindustrin i större eller mindre utsträckning blivit en global trend som har påverkat de flesta utvecklade och ett antal utvecklingsländer i världen. Liberaliseringen av industrin och dess tekniska utveckling leder till en kvalitativ expansion av marknaderna: i Europa och Nordamerika har de redan passerat gränserna för enskilda energisystem och till och med nationella gränser och får en interregional och internationell skala. I detta avseende passar de omvandlingar som äger rum i den ryska elkraftindustrin utan tvekan in i den globala trenden.

1.2. Rysslands enhetliga energisystem och dess kris

Det Unified Energy System (UES) i Ryssland är ett av de äldsta i Europa samma kraftverk kan konsekvent betjäna olika regioner i flera zoner eftersom de förändras från dag till natt. Denna möjlighet förverkligades tack vare skapandet av Unified Energy System. Forskare noterar att 1956, där ett stort vattenkraftverk, Kuibyshevskaya HPP, togs i drift, anses allmänt vara det år då Unified Energy System började fungera i Sovjetunionen.

UES är ett unikt system av energipooler på två nivåer. Den första nivån - helt ryska - bildas av sex stora sammankopplade bassänger belägna i den europeiska delen av landet, Sibirien och Transbaikalia, det vill säga inom gränserna för sex tidszoner. Dessa pooler kallas "integrerade energisystem", som idag fortfarande är divisioner av RAO UES i Ryssland. De är fyllda med elektricitet från stora kraftverk belägna inuti dem, som arbetar i parallellt läge, det vill säga som en enda generator. Var och en av dessa pooler ligger ungefär inom gränserna för ett visst federalt distrikt och levererar elektricitet till en grupp mindre regionala. pooler, som representerar motsvarande regionala energisystem. De flesta av dem har också egna parallella kraftverk, men mindre kraftfulla än i stora bassänger – främst kraftvärmeverk (CHP) som producerar både värme och el. Dessutom är det bara ett fåtal regionala bassänger som fullt ut kan förse sina konsumenter med sina egna källor, medan resten matas i en eller annan grad från motsvarande stora bassänger.

Konstruktionen av UPS:en baserades på principer som säkerställer hög tillförlitlighet för strömförsörjningen till alla konsumenter samtidigt som den reducerade kostnaden för hela systemet så mycket som möjligt. Tillförlitligheten uppnåddes genom poolprincipen och parallelldrift av alla kraftverk. Tack vare strömmen av elektricitet i bassängerna och mellan dem skapades samtidigt en allmän reserv av kapacitet. Därför ledde felet på någon station som regel inte till att konsumenterna kopplades bort.

Minimering av elkostnaden uppnåddes genom att omfattande sänka alla kostnader i systemet:

1. Detta underlättades av själva principen att kommunicera pooler, tack vare vilken samma kraftverk växelvis levererar el till regioner som ligger i olika tidszoner - den flyter mellan poolerna när belastningen i dem ändras. I det här fallet valdes ett så kostnadseffektivt lastläge för varje station när den specifika bränsleförbrukningen är minimal. Dessutom gör en gemensam pool det möjligt att minska den maximala erforderliga effekten, eftersom toppbelastningarna för enskilda konsumenter, i det allmänna fallet, inte sammanfaller i tiden och är genomsnittliga. Således var det möjligt att spara cirka 20 miljoner kW i produktionskapacitet, vilket skulle ha behövts ytterligare för regionernas självförsörjning, inklusive reservkapacitet.
2. Kostnaden för elektricitet minimeras genom att minska räckvidden för dess flöden - de är huvudsakligen organiserade mellan par av intilliggande kommunicerande pooler, det vill säga enligt principen för drift av gateways. Därför har kostnaderna för att bygga långväga kraftöverföringsledningar (PTL) minskat, liksom elförlusterna, som ökar med ökande ledningslängd och överföringsräckvidd. Detta underlättades av placeringen av många stationer nära stora konsumenter. I UES är det således ekonomiskt möjligt att överföra högst 3-4% av den totala effekten av sina kraftverk över ett avstånd på över 800-1000 km.
3. Kostnaden för el i bassängerna reducerades på grund av den prioriterade användningen av stationer med den billigaste elen och upprättandet av vägda medeltariffer vid blandning av energi av olika kostnader. Under sovjettiden fanns det två konstanta vägda genomsnittliga tariffer - 2 kopek per 1 kWh för industrin och 4 kopek för befolkningen och allmännyttiga företag.

UES, som täckte en betydande del av Sovjetunionens territorium, var verkligen ett gemensamt energiförsörjningssystem. Samtidigt uteslöt enhetliga vägda genomsnittliga tariffer i synnerhet preferenser eller mottagande av hyra för någon av konsumenterna på grund av närmare läge till källan för den billigaste elektriciteten, vilket inte var förtjänsten eller resultatet av dessa konsumenters handlingar. . Och den högre tariffen för befolkningen och allmännyttiga tjänster förklarades av det stora antalet spännings-"omfördelningar" - den sista är 220 V - och behovet av att dessutom upprätthålla högspänningsnät som industriföretag är anslutna till, även omfattande låg- spänningsdistributionsnät.

Alla ovanstående principer och fördelar med UES realiserades på grund av det faktum att dess organisatoriska struktur för ledning och ledning var helt förenlig med den tekniska "bassäng"-strukturen. Teknologisk och organisatorisk enhet gjorde det möjligt, inom en enda ekonomisk enhet, att centralt hantera kraftverk och elflöden "från topp till botten", styrt av de systemövergripande tillförlitlighetskriterierna som beskrivs ovan och reglerna för att minimera kostnaderna för elförsörjning till konsumenter.

Den tekniska förvaltningen av UES utfördes av en enda utsändningstjänst, Central Dispatch Office (CDC), som kontinuerligt löste problemet med att optimera överföringen och distributionen av el, med syftet att upprätthålla minimala kostnader i systemet. För att göra detta reglerade den centrala kontrollcentralen flödena mellan kommunicerande bassänger och kontrollerade stationerna som fyllde dem. Flödena inom de ”stora” bassängerna kontrollerades av deras dispatchtjänster – gemensamma dispatchavdelningar, och inom de regionala systemen fanns egna motsvarande dispatchavdelningar.

Teknologisk och organisatorisk integritet, i kombination med en enhetlig top-down förvaltning av UES, bestämdes inte bara av behovet av att uppnå maximal tillförlitlighet och ekonomisk effektivitet för elförsörjningen till konsumenterna, vilket dock idag tolkas av vissa forskare och författare. av det vedertagna begreppet elreform som en kvarleva av socialism, men också genom fysiskt väsen av elektricitet. Faktum är att elektricitet är en virtuell vara som inte kan lagras, den överförs genom ledningar med ljusets hastighet och måste omedelbart förbrukas när den produceras. Produktion, överföring, distribution och konsumtion av el som en fysiskt enhetlig, odelbar och snabbflytande process kräver således teknisk och organisatorisk enhet inom ramen för ett integrerat energisystem.

Forskare noterar att många av fördelarna med UES efter bolagiseringen och privatiseringen av elkraftsindustrin 1992-1993. förblev ett minne blott när systemets organisatoriska enhet förstördes. Istället för en enda, om än otillräckligt effektiv, ekonomisk enhet representerad av energiministeriet, bildades RAO UES of Russia, som omfattar över 80 dotterbolag till regionala vertikalt integrerade företag - AO-energo. Som M. Gelman noterar: "Samtidigt spikades skyltar med namnet "Federal Wholesale Electricity and Capacity Market" (FOREM) ovanför ingångarna till de anslutande poolerna, och fäste vid den som leverantörer stora kraftverk - termiska och hydrauliska (TPP och HPP), som blev också dotterbolag till aktiebolag i RAO " UES". Men marknaden kom inte fram. Och det är tydligt varför - det naturliga monopolet är i princip inte anpassat för det. Och en gång ekonomiskt och tekniskt välmående föll stora kraftverk, i synnerhet termiska kraftverk i drift på FOREM, i förfall.” .

Orsakerna till det inträffade ligger i avvikelsen från de tidigare systemprinciperna och kriterierna för elförsörjning till konsumenter och att de ersätts med kommersiella intressen hos många små regionala energisystem - aktiebolag. Det har blivit mer lönsamt för regionala energiföretag att i första hand använda sina egna stationer belägna inom motsvarande regionala bassänger. Dessa stationer är mindre kraftfulla än de hos FOREM och genererar dyrare el, från försäljningen av vilken de får mer intäkter och vinst i absoluta tal. Av denna anledning skedde nu hanteringen av elproduktionen och dess flöden utan förekomsten av systemövergripande intressen och ekonomisk optimering. I Sovjetunionen drevs regionala (lokala) stationer, som huvudsakligen omfattade värmekraftverk, till största delen endast under den kalla årstiden, då värmeenergi krävdes och efterfrågan på el ökade. Nuförtiden fungerar sådana värmekraftverk i många befolkade områden ofta på sommaren och värmer miljön med outtagna värme, vilket slösar mycket bränsle, och de resulterande kostnaderna betalas av konsumenten. Som en konsekvens av detta har urvalet av el från FOREM, med sådan optimering av regionala energisystems egna vinster, minskat kraftigt. Den genomsnittliga årliga belastningen av de största termiska stationerna vid FOREM med en total kapacitet på 51,8 GW, som fungerade med nästan full kapacitet i början av 90-talet, under det tredje kvartalet av 90-talet. lite mer än hälften av sin kapacitet, även om deras kapacitet är nästan en fjärdedel av all produktionskapacitet. Halvlastning av stora värmekraftverk orsakade en ökning av enhetskostnaderna för elproduktion, vilket kraftigt försämrade deras ekonomiska situation, vilket resulterade i ett försämrat tekniskt skick på dessa stationer.

Det bör noteras att "lokal" effektivitetsoptimering uppmuntrades av regionala förvaltningar som kontrollerar regionala energikommissioner, som ges rätt att självständigt reglera lokala tariffer. Det finns ett uppenbart beroende: ju större intäkter och vinst för JSC energos, som ökar när de säljer sin egen el, som är dyrare än på FOREM, desto större mängd skatter i absoluta tal går till budgetar på alla nivåer.

Alltså resultatet av den kortsiktiga, utifrån ekonomiska kriterier, bolagiseringen av elkraftsindustrin 1992-1993. och vägran samtidigt från de tidigare principerna för optimal reglering av UES, det var början på krisprocesser och fenomen i den ryska elkraftsindustrin, som avsevärt förvärrades av den totala krisen av uteblivna betalningar som fjättrade den inhemska ekonomin 1995-98. De viktigaste negativa aspekterna inkluderar följande: låg effektivitet och hög energiintensitet i produktionen; brist på incitament för att förbättra produktionseffektiviteten; ökad frekvens av strömavbrott och olyckor; låg investeringsattraktionskraft och opacitet för verksamheten; takten i driftsättningen av ny kapacitet som släpar efter tillväxttakten i elförbrukningen etc. Med utgångspunkt från ovanstående var möjligheten att genomföra balanserade reformer inom elkraftsindustrin i början av 1998 enligt många forskare. ett obestridligt faktum.

Kapitel 2. Elkraftsindustrireformen: mål och mål

2.1. Officiellt koncept för reform

Förvaltning av RAO UES i Ryssland tillsammans med Ryska federationens regering under 1998-2003. en konceptuell och lagstiftningsmässig grund för att reformera företaget utarbetades. Speciellt skapad för dessa ändamål Koncept för strategin för OJSC RAO UES i Ryssland för 2003-2008. "5+5" antar att processen med att reformera de företag som ingår i RAO UES of Russia-innehavet kommer att ta tre år, och senast 2006 kommer alla större industrienheter att separeras från RAO UES i Ryssland. Efter detta kommer det att ta ytterligare två år att slutföra deras bildande och slutföra företagsprocedurer. Som ett resultat av detta kommer målstrukturen för branschen att bildas om 5 år (2008).

Huvudmålen med att reformera elbranschen är:

1. Öka effektiviteten hos elkraftföretag;
2. Skapa förutsättningar för utveckling av branschen baserat på privata investeringar.

Huvudmålen med reformen är följande:

1. Dela upp industrin i naturligt monopol (främst elöverföring och -distribution, leverans) och konkurrenskraftiga (elproduktion, försäljning) verksamhet;
2. Skapande av ett system för effektiva marknadsrelationer i konkurrensutsatt verksamhet;
3. Säkerställa icke-diskriminerande tillgång till tjänster från naturliga monopol;
4. Effektiv och rättvis statlig reglering av naturliga monopol, skapar incitament för att minska kostnaderna och säkerställer att naturliga monopol är attraktiva för investeringar.

1. Säkerställ pålitlig och oavbruten strömförsörjning till samvetsgranna konsumenter av el och värme på kort och lång sikt.
2. Säkerställa en balans mellan att tillgodose företagets ägares, statens och andra intressenters intressen, inklusive konsumenter av produkter och tjänster som produceras i branschen och företagsanställda.

Genomförandet av reformer inom elkraftsindustrin skulle vara omöjligt utan bildandet av en lämplig rättslig ram. I detta avseende utvecklade och överlämnade den ryska federationens regering till statsduman ett paket med lagförslag som reglerar reformen av elkraftsindustrin och Rysslands RAO UES, som anger huvudkonturerna och principerna för hur elkraftsindustrin fungerar i framtiden i konkurrensförhållanden och begränsad statlig inblandning i ekonomiska relationer. Således antogs lagen "On Electric Power Industry" liksom lagar som inför ändringar och tillägg till befintliga lagar: "Om statlig reglering av tariffer för elektrisk och termisk energi i Ryska federationen", "Om naturliga monopol", "På energi sparande". Ändringar gjordes också i civillagen.

Territoriella genererande företag (TGC) är företag som skapats på basis av genererande tillgångar från aktiebolag (med undantag för stationer som ingår i OGKs), konsoliderade på regional basis. Alla fjorton TGK:er har, till skillnad från OGK:er, olika installerad kapacitet, som varierar från 1 till 11 GW. Ett antal TGC:er kommer, förutom genereringsstationer, även att inkludera tillgångar för värmenät och pannhus. Dessutom är integration med kommunala företag inom värmeförsörjningen möjlig. TGC:er kan även i efterhand ha säljdivisioner bildade för att diversifiera sin verksamhet i syfte att säkra finansiellt när priserna fluktuerar på el- och värmemarknaden.

3. Försäljningsföretag.

Som ett resultat av omorganisationen av JSC-energos skapades försäljningsbolag som förväntas utföra funktionerna att garantera leverantörer. Om dessa företag inte tilldelas status som leverantör av sista utväg, kommer de att engagera sig i konkurrenskraftiga försäljningsaktiviteter kommer också att skapas av oberoende organisationer och kommer att sälja el till slutkonsumenter.

Målstrukturen för elkraftindustrin inom området serviceverksamhet, vetenskap och design bildades redan 2005 genom försäljning av andelar i relevanta företag som tidigare var en del av RAO UES of Russia. Målstrukturen kommer att driva en tjänstemarknad, vars deltagare kommer att vara oberoende reparations- och serviceföretag som också verkar inom andra industrier (inklusive metallurgi, maskinteknik, olje- och gasindustri). Reformen av vetenskaps- och designkomplexet (RPC) var fokuserad på skapandet av integrerade företag som utför ingenjörsaktiviteter för genererande, nätverk och andra elkraftföretag, såväl som andra industrier (försörjningsföretag, storindustri), och slutförs också idag .

Elmarknader. Författarna till reformen noterar att behovet av att acceptera detaljerna i distributionen av el i energisystemet som begränsningar på marknaden, såväl som det ganska starka förhållandet mellan olika territorier i Ryssland, behovet och effektiviteten av centraliserad förvaltning av regimer bestämma bildandet av en enda, centraliserad grossistmarknaden för el i Rysslands, Ural- och Sibiriens europeiska territorium (med undantag för isolerade kraftsystem belägna i dessa territorier. Grossistmarknaden är baserad på kommersiella, fria och konkurrenskraftiga köp- och försäljningsrelationer mellan säljare och köpare av el). Alla volymer el som produceras i dessa territorier handlas via denna marknad.

Elhandelsmarknaden består av tre sektorer, separerade i tid, men relaterade till bildandet av de slutliga (faktiska) volymerna av elproduktion och elförbrukning:

1. sektorn för bilaterala finansiella avtal på lång och medellång sikt,
2. dag före marknad,
3. balanserande marknaden.

I processen att köpa och sälja el inom alla dessa sektorer av grossistmarknaden för el beaktas inte bara deltagarnas kommersiella preferenser, utan även deras genomförbarhet i driftsätten, såväl som lägesberoende förluster av el under dess överföring. Detta ger den mest exakta bestämningen av värdet av el vid varje punkt för elproduktion och elförbrukning.

Utöver ovanstående tre sektorer av grossistmarknaden, om det finns ett behov av att ytterligare stimulera investeringsprocessen i industrins produktionssektor, samt jämna ut prisfluktuationer, kan en kapacitetsmarknad (eller kapacitetsavgift) införas , vilket ger ytterligare stabil medelfristig inkomst till elproducenter.

De viktigaste infrastrukturorganisationerna som säkerställer att grossistmarknaden fungerar är:

1. Handelssystemadministratör (ATS) - när det gäller att organisera en centraliserad plattform för köp och försäljning av el och säkerställa att den fungerar;
2. Systemoperatör - när det gäller operativ utsändningskontroll;
3. Nätbolag - vad gäller att överföra el och vidta åtgärder för att minska elförlusterna, vilket uppnås genom att kräva betalning för överskjutande elförluster på dessa företags bekostnad.

Alla elleverantörer måste delta på marknaden och tillhandahålla full driftskapacitet för sina produktionsenheter. Köpare av el på grossistmarknaden är alla slutkonsumenter och energiförsäljningsföretag som uppfyller kraven på minimivolym av elköp samt leverantörer av sista utväg.

Konkurrensutsatt elmarknad för detaljhandeln måste ha följande huvudegenskaper:

1. Fritt fastställda oreglerade priser. På grund av att energiförsäljningsföretagen och Garantileverantören kommer att köpa el på grossistmarknaden, vars pris fluktuerar oavsett deras individuella beteende, kan fastställandet av slutkundspriset leda till att energiförsäljningsföretagen och Garantileverantören förstörs i händelse att grossistmarknadspriset blir högre fast detaljhandel.
2. Slutkonsumenternas rätt att välja vilket säljbolag de ska köpa el från till fria, oreglerade priser En konkurrensutsatt marknad måste innehålla mekanismer för att säkra konsumentens risk för avbrott i elförsörjningen på grund av förlusten av energiförsäljningsföretaget. olika anledningar, samt säkrar marknadsrisken i samband med energiförsäljningsföretagens oreglerade verksamhet. Ett av de viktigaste verktygen för denna säkring är skapandet av en speciell institution för garantileverantör, som nämndes ovan i detta sammandrag. Det viktigaste villkoret för att konkurrenskraftiga grossist- och detaljhandelsmarknader ska fungera effektivt är avmonopoliseringen av produktion och försäljning av el. Konkurrens är endast möjlig mellan enheter som inte tillhör (inte är anslutna) till samma ägare. Om ägaren är staten är det nödvändigt att förvaltningen av deras verksamhet inte är centraliserad.

Således, som författarna till reformen tror, ​​kommer den ryska elkraftindustrin 2008 att ha en ny målstruktur, vars deltagare kommer att verka på en konkurrenskraftig grossist- och detaljhandelsmarknad för el. Det antas också att från den 1 juli 2008 kommer innehavet av RAO UES i Ryssland att upphöra att existera.

2.3. Bedömning av den pågående elreformen

Som nämnts ovan, som ett resultat av den pågående reformen, kommer oberoende företag att skapas, separat för produktion av el och dess överföring: grossistföretag, federala och regionala nätföretag, federala systemoperatörer, såväl som regional (territoriell) generering företag, vilket kommer att omfatta regionala värmekraftverk och små stationer.

MED prissänkningar på elmarknaden. Författarna till reformen tror att stora kraftverk, grupperade i sju grossistproducentföretag, kommer att börja konkurrera med varandra, och då kommer en elmarknad med fri prissättning att uppstå och priserna kommer att börja sjunka. Samtidigt tror forskarna att det faktiskt inte kommer att uppstå konkurrens i princip, och elpriserna kommer att öka till följd av reformerna, bland annat på grund av samverkan mellan säljare. Till exempel, även med den nuvarande statliga regleringen av tariffer och monopolförsäljning av el lokalt, var ökningen av prisindex för den, enligt officiella uppgifter från Rosstat för 2000-2005, 1,2 gånger snabbare än ökningen av prisindex. för industriprodukter, 1,4 gånger - för tillverkning av produkter. Således kan vi anta att det på en fri marknad, annat än låg effektiv efterfrågan, inte kommer att finnas några hinder för pristillväxt.

Konkurrens på elmarknaden. Som redan nämnts är grossistföretag organiserade enligt en extraterritoriell princip, det vill säga kraftverk från samma OGK är belägna i olika delar av landet - detta är tydligt synligt på "WGC Station Location Map". En sådan design föddes inte bara för att uppfylla kriterierna för att utjämna startvillkoren för företags verksamhet, utan också för att formellt uppfylla villkoren i antimonopollagstiftningen, som begränsar en enhets dominans på marknaden till en sektor på högst 35 % av den totala omsättningen för en given produkt. Efter att ha placerat stationer för flera företag i varje region så tror författarna till reformen att det är möjligt att gå över till fria marknadsrelationer med konsumenterna. Låt oss komma ihåg att inte mer än 3-4% av den totala elektriska effekten av UES kan överföras genom befintliga kraftöverföringsledningar över ett avstånd på över 800-1000 km utan betydande förluster. I detta avseende är det meningslöst att förena sig inom en OGK-stationer som är åtskilda från varandra på flera tusen kilometers avstånd ur företagets allmänna lednings synvinkel kräver marknaden som en relation baserad på konkurrens mellan säljare cirka 30 -40% av överskottsförsörjningsvolymer för dess förekomstprodukter. Upprätthållandet av överskottsproduktionskapacitet är dock förenat med avsevärda kostnader, som huvudsakligen kommer att täckas av deras ägare och inte av köparen, eftersom priset måste sänkas för att sälja överskottsprodukten. Därför, inom området för storskalig råvaruproduktion, slutar konkurrensen antingen oundvikligen i någons nederlag och ett monopol på vinnaren etableras, eller så kommer konkurrerande säljare överens om enhetliga priser. Om en konkurrent förlorar går hans företag antingen med vinnaren eller försvinner. Och som regel uppstår inte en ny konkurrent på denna plats. För det första tillåter inte resultaten av "fullskalig modellering" detta att göras, vars resultat är att vinnaren tar över marknaden. . För det andra är modern storskalig råvaruproduktion en mycket riskabel verksamhet, den kräver enorma kapitalutgifter som betalar sig över en mycket lång tidsperiod, och följaktligen koncentration av kapital. Därför observeras konkurrens på detta område främst mellan transnationella företag, och monopolisering av motsvarande segment av inhemska marknader blir objektivt sett oundviklig. Ett tydligt exempel är naturliga monopol. För att de ska kunna tillfredsställa konsumenternas krav i frånvaro av konkurrenter simuleras effekten av frånvarande konkurrenter genom statlig reglering av priser för deras produkter och tjänster. För att återgå till frågan om konkurrensen på elmarknaden konstaterar forskarna att ”att endast cirka 20 % av all elektrisk kapacitet kunde vara involverad i det på FOREM. Och även då på sommaren, och om inte för begränsningar av deras överföringsräckvidd. Vad är det här för marknad? Och när industriproduktionen växer kommer denna reserv att försvinna, vilket kommer att påverka strömförsörjningens tillförlitlighet. Därför, som ett resultat av "reformen", istället för de tidigare, som på något sätt liknade naturliga, kommer monopolister som inte längre kontrolleras av någon att dyka upp på orterna. Så här slutade alla försök i andra länder, inklusive England, att göra elproduktion fri och marknadsbaserad.” .

Sålunda kan vi sammanfatta det i Ryssland, som ett resultat av den ogenomtänkta bolagiseringen av elkraftsindustrin 1992-93. "De släppte anden ur flaskan med Department of Energy-dekalen på och den förvandlades till en flerhövdad hydra. Varje hydrahuvud har kopplat sig till sin egen region och kräver ett personligt priserbjudande. Så det tidigare naturliga monopolet har urartat till många vanliga lokala monopol med godtyckliga tariffer fastställda för dem, som varierar med 3-4 gånger över landet. "Reformen" av elkraftindustrin kommer att tillåta direktiv, enkel uppdelning, för att öka antalet hydrahuvuden i varje region. Dessutom kommer den förklarade konkurrensen mellan dem inte att uppstå, både på grund av bristen på överkapacitet i de flesta regioner och på grund av skillnaden i kraftverkens tekniska kapacitet, inklusive olika hastigheter för reglering av deras effekt och begränsningar av överföringsräckvidden el av ekonomiska skäl.”.

Attrahera investeringar. Enligt författarna till reformen är konkurrens och elmarknad nödvändiga för att locka till sig investeringar i branschen. Det råder dock ingen tvekan om att den organisatoriska nedbrytningen av Unified Energy System leder till förlust av dess tidigare systemegenskaper och kvaliteter, och, som en konsekvens, till en betydande minskning av investeringsattraktionskraften för företag efter reformen som kommer att tillhöra Samtidigt kommer investeringsattraktionskraften för sådana nybildade från RAO UES Russia"-företag att vara lägre än deras nuvarande som en del av detta innehav av en annan anledning. Som en följd av reformen avskaffades regionala energibolag och därför försvann ”klassiska” ansvarsfulla elleverantörer överallt, vilket ökar riskerna för investerarna. En fullt ansvarig, det vill säga garanterande, leverantör kan objektivt sett bara vara en person som äger hela komplexet av kraftförsörjningsanläggningar som säkerställer produktion, överföring och distribution av el, det vill säga slutresultatet. Det är uppenbart att säljbolag eller regionala nätbolag, som enligt reformplanen bör utföra funktionerna att garantera leverantörer, inte helt uppfyller dessa kriterier.

Det är glädjande att notera att forskare som kritiskt utvärderar den pågående reformen av elkraftsindustrin inte bara skisserar sina bedömningar av de pågående processerna, utan också talar om ett alternativ, åtminstone tills det blir värdelöst. Så det råder ingen tvekan om att pågående reform kommer att göra det möjligt att få bort den nuvarande, till stor del fiktiva statliga regleringen av tarifferna, och aktualisera betydligt högre marknadspriser på el för konsumenterna. Det är möjligt att en ytterligare höjning av elpriset kommer att framkallas av skapandet av dess underskott på grund av stängningen av de minst effektiva kraftverken utan att ersättas med nya, eftersom ingen ny ägare kommer att inneha olönsamma tillgångar. Det är också troligt att när elpriserna stiger kommer lågvinstgivande konsumenter att börja dra ner på produktionen eller lägga ner. Som ett resultat kommer intäkterna från grossist- och territoriella genererande företag att minska, vilket kan leda till försämring av deras egna tillgångar och verksamhet, inskränkning av elproduktionen, dess nya prisstegring etc. Denna process kan bli självutvecklande, och i slutändan kommer många energiföretag - produktion, marknadsföring, service och deras konsumenter tillsammans att hamna i en kris.

Enligt motståndare till den nuvarande elreformen bestäms alternativet till de pågående reformerna av själva historien och ideologin bakom Unified Energy System. Som bekant skapades UES som ett enda industriellt komplex, vars alla egenskaper och egenskaper bevarades endast om dess integritet och överensstämmelse med de föreskrivna reglerna för dess drift. Övergivandet av UES och dess uppdelning i ekonomiskt oberoende funktionella delar med det slutliga avskaffandet av deras tidigare organisatoriska enhet och ledning kan leda till att bruket av tillförlitlig elförsörjning till landet upphör. För att återställa den tidigare effektiva driften av UES är det nödvändigt att anpassa dess ekonomiska struktur och ledningsstruktur till dess tekniska struktur för avrinningsområde. För att göra detta bör förenade energisystem ("förenade aktiebolag"), som bildar sex sammankopplade bassänger, omvandlas till ekonomiska enheter - aktiebolag. De bör bli huvudproducenterna av el och de enda leverantörerna till sina respektive konsumenter. En sådan omorganisation är nödvändig för att maximera utnyttjandet av stora, mer effektiva anläggningar, återställa optimala flöden av el och därmed sänka tarifferna. För att göra detta måste tarifferna fastställas inte per region (region), utan inom gränserna för varje integrerat regionalt energibolag som ett vägt genomsnitt vid blandning av el av olika kostnader från motsvarande stationer i dessa territorier. För att detta ska hända måste alla värmekraftverk, inklusive regionala värmekraftverk på territoriet för varje bassäng, bli tillhörande motsvarande aktiebolag-energo. För att göra det olönsamt att värma atmosfären på sommaren genom att driva termiska kraftverk, som i dag, är det lämpligt att sätta tarifferna säsongsmässigt - högre på vintern och lägre på sommaren. Samtidigt bör de också beräknas utifrån den högsta möjliga prioriterade belastningen av kärnkraftverk som är verksamma i en given bassäng. Sedan, för att balansera de årliga saldonen av elförsäljningen och de intäkter som erhålls för det, förenade gemensamma -aktiebolag kommer att tvingas, som tidigare, att uppnå maximal minskning av kostnaden per kilowattimme och dess transporter, inklusive genom mer rationella flöden inom sina bassänger och motsvarande regionala som matas från dem.

De nuvarande regionala produktionsbolagen ombildas till dotterbolag till motsvarande aktiebolag. Med tanke på elförsörjningsprocessens odelbarhet kommer dessa dotterbolag att ansvara för dess slutresultat till alla konsumenter i deras region. För att uppnå detta är det tillrådligt för de förenade AO-energos att överföra alla distributionsnät inom de regioner som för närvarande tillhör regionala nätbolag, inklusive de så kallade försörjningsnäten på de lägsta spänningarna. Det är möjligt att hålla högspänningsstamnät åtskilda inom ramen för sin nuvarande ägare - Federal Grid Company. Med uppkomsten i regionen av en person som är ansvarig för dess energiförsörjning och försvinnandet av alla skrupelfria mäklare-spekulanter, vilket också kommer att påverka sänkningen av tarifferna, systemet för uppgörelser med konsumenter och elproducenter, såväl som betalningen av skatter till budgeten, kommer att bli enhetliga och transparenta.

Med tanke på att systemoperatören utövar ensam kontroll över de tekniska driftsätten för Unified Energy System of Russia och är behörig att utfärda kommandon som är obligatoriska för alla ämnen av operativ utsändningskontroll, kan moderbolaget RAO UES i Ryssland verkligen upphöra med sin verksamhet, som planeras av författarna till reformen. Det återstår att tillägga att delar av statlig reglering inom elkraftsindustrin bör implementeras inte bara genom indexering av tariffer, vilket ministeriet för ekonomisk utveckling och den underordnade Federal Tariff Service har gjort i många år, utan också, först och främst. , genom att planera utvecklingen av UES utifrån ekonomi, ekologi och säkerhet. Till exempel har statliga tillsynsmyndigheter i USA gjort detta i många år.

Slutsats

Under många decennier var elindustrin över hela världen reglerad och förblev praktiskt taget den enda ön med planerade ekonomier och reglerade priser, även i länder med mogna marknadsekonomier. Först under de senaste 15-20 åren har man förstått att elkraftsindustrin inte nödvändigtvis behöver vara ett naturligt monopol, och på många områden inom elkraftsindustrin (till exempel inom produktion och försäljning) kan konkurrensförhållanden uppstå. infördes för att bidra till att förbättra branschens effektivitet.

Elproduktionens egenheter gör att elmarknaderna skiljer sig väsentligt från marknaderna för andra varor. Eftersom handeln måste ta hänsyn till de många fysiska begränsningarna som är inneboende i produktion och överföring av el, är designen av elmarknaden betydligt mer komplex.

Reformer relaterade till byggandet av elmarknaden innehåller en motsägelse, som beror på följande. Ingenjörer, eller, som de säger i vårt land, professionella kraftingenjörer, fruktar att under övergången till marknadsrelationer kommer förmågan att hantera elkraftindustrin som ett enda tekniskt system att gå förlorad och dess tillförlitlighet kommer att minska katastrofalt. I sin tur försöker marknadsekonomer, som i vårt land inkluderar författarna till elreformen, tillämpa universella modeller för elmarknader som används för andra produktmarknader, och är skeptiska till att tala om egenskaperna hos elbranschen. Beroende på vilken av dessa grupper som råder när man skapar en marknad, skiftar tyngdpunkten i dess design i en eller annan riktning. Till exempel, i östra USA, där energipooler traditionellt fanns, återspeglades elkraftindustrins tekniska egenskaper ganska strikt i reglerna för elmarknaderna, och i västra USA följde de till en början vägen för maximal liberalisering av handel med el.

Historien om det ryska enhetliga energisystemet går tillbaka mer än 50 år. dess bildande och utveckling genomfördes under villkoren för sovjetisk planerad ekonomisk förvaltning, med alla dess inneboende fördelar och nackdelar. I huvudsak genomförs reformen av elkraftindustrin i vårt land i förhållande till den industri som det moderna Ryssland ärvde från Sovjetunionen, eftersom alla anläggningar och kapaciteter som införts under de senaste 15 åren designades och byggdes i Sovjetunionen. Av detta kan vi dra slutsatsen att den enda relevanta formen av funktion för Rysslands UES kanske är formen av ett naturligt monopol.

Det råder ingen tvekan om att tillståndet för den ryska elkraftsindustrin 1998 lämnade mycket att önska, och det behövde seriösa reformer. Det är också obestridligt att sådana omvandlingar måste genomföras varsamt och framsynt. Reformprocessen inom elkraftindustrin närmar sig sitt slutskede, och våra samtida har sett att reformens författare har gjort mycket arbete. i vissa fall lyssnade till motståndarnas åsikter och gjorde ändringar i reformbegreppet. Detta gjordes till exempel i förhållande till Hydro-OGK – istället för fyra bolag som planerades att skapas skapades ett enat. Det är uppenbart att reformens brister och motsättningar, som motståndarna varnat för, i en eller annan grad kommer att leda till svårigheter och problem i energiförsörjningen de närmaste 3-5 åren. Dessa problem kommer återigen att behöva hanteras av staten, vars uppgift med största sannolikhet kommer att underlättas av att de nya ägarna av företag efter reformen huvudsakligen kommer att vara statliga företag och affärsmän som är lojala mot staten, med vilka de är lättare att hitta ett gemensamt språk.

Förutom frågor om systemreformer är frågan om en strategi för den horisontella utvecklingen av den eurasiska integrationen relevant för UES i Ryssland. Det är känt att det enhetliga energisystemet under sovjettiden var grunden för skapandet av det enhetliga energisystemet "Mir", som inkluderade länder som var medlemmar i det då existerande rådet för ömsesidig ekonomisk hjälp, och Finland. Att återställa Mir kommer inte att innebära några särskilda tekniska svårigheter om det finns god vilja bland de tidigare deltagarna i detta system. Bland dem fanns Polen, Tjeckoslovakien, Tyskland och Ungern, vars energisystem nu är anslutna till EU-ländernas nätverk. Därför kan den ryska UES, på Rysslands initiativ, bli kärnan i bildandet av ett framtida eurasiskt enhetligt energisystem, som, förutom länderna i Europeiska unionen och OSS, gradvis skulle omfatta Kina, både Korea, Turkiet, Iran, Irak, möjligen Japan, Afghanistan, Indien, Pakistan.

Således talar vi om en viktig faktor för att säkerställa Rysslands långsiktiga geopolitiska och geoekonomiska intressen, vilket kommer att göra det möjligt för Ryssland att börja utveckla nya, ömsesidigt fördelaktiga ekonomiska relationer med omvärlden. Skapandet av ett eurasiskt enhetligt energisystem med optimering av elflöden i det kommer att markera början på en ny internationell energipolitik baserad på hantering av internationella bränsle- och energibalanser och energibesparing. Samtidigt kommer restaureringen och utvecklingen av det ryska enhetliga energisystemet inom ramen för det eurasiska enhetliga energisystemet att påverka tillväxttakten för den ryska olje- och gasexporten och kommer att begränsa den kostsamma konstruktionen av rörledningar för deras transport. När allt kommer omkring är kostnaden för en rörledning och dess drift två till tre gånger dyrare än att bygga och underhålla en kraftfull kraftöverföringsledning av samma längd, vilket ofta gör storskalig elproduktion nära samma gasproduktionsanläggningar att föredra. Samtidigt kommer tillväxten av elexporten, som är mer lönsam än exporten av kolväteråvaror, att locka investeringar både i den ryska elkraftindustrin och i de industrier som betjänar den, inklusive bränsleindustrin. Allt detta initierar utvecklingen av den inhemska ryska marknaden, en ökning av befolkningens sysselsättning och dess effektiva efterfrågan, och följaktligen en ökning av den inhemska produktionen av olika konsumtionsvaror - slutprodukterna från industrisamhället i vilket normalt land som helst.

Lista över referenser och källor

1. Lopatnikov L., Pass: på 15-årsdagen av marknadsreformer i Ryssland. - M. - St. Petersburg: Norma, 2006.
2. Stoft S. Kraftsystems ekonomi. Introduktion till Elmarknadsdesign. - M.: Mir, 2006.
3. Khodov L. Statlig reglering av den nationella ekonomin. - M.: Ekonom, 2006.
4. Gelman M. Antistatskupp vid RAO UES i Ryssland. Hur eliminerar man det? - M.: Industritidning, 2004 - nr 13-14.
5. Gelman M. Varför är Anatoly Chubais skrämmande med massnedkoppling av konsumenter? - M.: Industrial Gazette, 2006 - nr 9.
6. Karta över platsen för OGK-stationer. - 2005 RAO UES i Ryssland.
7. Koncept för strategin för JSC RAO UES i Ryssland för 2003 - 2008. "5+5". - 2005 RAO EESRussia. www.rao-ees.ru/ru/reforming/kon/show.cgi?kon_main.htm.
8. Producentprisindex efter typ av ekonomisk verksamhet. 1999-2006 Federal State Statistics Service.
9. Power Deals 2006 års översyn. Fusions- och förvärvsverksamhet inom den globala el- och gasmarknaden. - 2007 PricewaterhouseCoopers. Alla rättigheter förbehållna. www.pwc.com/powerdeals.

Introduktion

Elkraftindustrin är en komplex gren av ekonomin, som inkluderar industrin för produktion av el och dess överföring till konsumenten. Elkraftindustrin är den viktigaste basindustrin i Ryssland. Hela landets nationella ekonomi, såväl som utvecklingsnivån för vetenskapliga och tekniska framsteg i landet, beror på graden av dess utveckling.

En specifik egenskap hos elkraftindustrin är att dess produkter inte kan ackumuleras för senare användning, så förbrukningen motsvarar elproduktionen både i storlek (med hänsyn till förluster) och i tid.

Det är inte längre möjligt att föreställa sig livet utan elektrisk energi. Elektrisk kraft har invaderat alla sfärer av mänsklig aktivitet: industri och jordbruk, vetenskap och rymd, vårt vardagliga liv. Dess specifika egenskap är förmågan att omvandla till nästan alla andra typer av energi (bränsle, mekanisk, ljud, ljus, etc.)

Inom industrin används elektricitet både för att driva olika mekanismer och direkt i tekniska processer. Driften av modern kommunikation bygger på användningen av elektricitet.

El i hemmet är en viktig del för att säkerställa ett bekvämt liv för människor.

El spelar en stor roll i transportbranschen. Eltransporter förorenar inte miljön.

1. Betydelsen av elkraftindustrin i Ryska federationens ekonomi

En stabil ekonomisk utveckling är omöjlig utan att ständigt utveckla energi. Elkraft är grunden för ekonomins funktion och livsuppehållande. Pålitlig och effektiv drift av elkraftindustrin, oavbruten försörjning till konsumenterna är grunden för den progressiva utvecklingen av landets ekonomi och en integrerad faktor för att säkerställa civiliserade levnadsvillkor för alla dess medborgare. Elkraft är en del av bränsle- och energikomplexet. Det ryska bränsle- och energikomplexet är ett kraftfullt ekonomiskt och produktionssystem. Det har ett avgörande inflytande på staten och utsikterna för utvecklingen av den nationella ekonomin, och tillhandahåller 1/5 av bruttonationalprodukten, 1/3 av volymen av industriell produktion och intäkter från Rysslands konsoliderade budget, ungefär hälften av federala budgetintäkter, export och valutaintäkter.

I utvecklingen av energi läggs stor vikt vid frågorna om korrekt placering av elkraftsektorn. Den viktigaste förutsättningen för en rationell placering av kraftverk är en omfattande övervägande av elefterfrågan för alla sektorer av landets nationella ekonomi och befolkningens behov, såväl som varje ekonomisk region i framtiden.

En av principerna för att lokalisera elkraftindustrin i det nuvarande utvecklingsstadiet av en marknadsekonomi är byggandet av övervägande små värmekraftverk, införandet av nya typer av bränsle och utvecklingen av en långdistans högspänningskraft. överföringsnät.

Ett betydande inslag i elkraftindustrins utveckling och lokalisering är det omfattande byggandet av kraftvärmeverk (CHP) för fjärrvärme inom olika industrier och allmännyttiga företag. Kraftvärmeverk är placerade på ställen för förbrukning av ånga eller varmvatten, eftersom värmeöverföring genom rörledningar är ekonomiskt möjlig endast över en kort sträcka.

En viktig riktning i utvecklingen av elkraftindustrin är byggandet av vattenkraftverk. Ett inslag i den moderna utvecklingen av elkraftindustrin är konstruktionen av elkraftsystem, deras integration och skapandet av landets Unified Energy System (UES).

2. Egenskaper för de största värme- och kärnkraftverken

Värmekraftverk (TPP). Det finns cirka 700 stora och medelstora värmekraftverk i Ryssland. De producerar upp till 70 % av elen. Termiska kraftverk använder organiskt bränsle - kol, olja, gas, eldningsolja, skiffer, torv. Värmekraftverk är konsumentorienterade och samtidigt placerade vid källor till bränsleresurser. Kraftverk som använder högkaloribränsle, vilket är ekonomiskt lönsamt att transportera, är konsumentinriktade. Kraftverk som drivs på eldningsolja är huvudsakligen belägna i oljeraffineringsindustrins centra. Stora värmekraftverk är Berezovskaya GRES-1 och GRES-2, som arbetar på kol från Kansk-Achinsk-bassängen, Surgutskaya GRES-1 och GRES-2, Urengoyskaya GRES - på gas.

Fördelar med termiska kraftverk: relativt fri placering i samband med den breda distributionen av bränsleresurser i Ryssland; förmågan att generera el utan säsongsvariationer (till skillnad från vattenkraftverk). Nackdelar inkluderar: användning av icke-förnybara bränsleresurser; låg effektivitet; extremt ogynnsam påverkan på miljön (värmekraftverk runt om i världen släpper ut 200–250 miljoner ton aska och cirka 60 miljoner ton svaveldioxid till atmosfären årligen; dessutom absorberar de enorma mängder syre).

Kärnkraftverk (NPP). Kärnkraftverk använder transportabelt bränsle. Kärnkraftverk riktar sig till konsumenter som är belägna i områden med spänd bränsle- och energibalans eller på platser där identifierade mineralbränsleresurser är begränsade. Dessutom är kärnkraftsindustrin en extremt kunskapsintensiv industri.

Kärnkraftverkens andel av den totala elproduktionen i Ryssland är fortfarande 12%, i USA - 20%, Storbritannien - 18,9%, Tyskland - 34%, Belgien - 65%, Frankrike - över 76%.

För närvarande finns det nio kärnkraftverk i drift i Ryssland med en total kapacitet på 20,2 miljoner kW: i den nordvästra regionen - Leningrad kärnkraftverk, i centrala Tjernobylregionen - Kursk och Novovoronezh kärnkraftverk, i den centrala ekonomiska regionen - Smolensk och Kalinin kärnkraftverk, i Volga-regionen - Balakovo NPP, i norr - Kola NPP, i Ural - Beloyarsk NPP, Fjärran Östern - Bilibino NPP.

Fördelar med kärnkraftverk: de kan byggas i vilket område som helst; installerad kapacitetsutnyttjandefaktor är 80 %; under normala driftsförhållanden orsakar de mindre skada på miljön än andra typer av kraftverk; absorberar inte syre. Nackdelar med kärnkraftverk: svårigheter att begrava radioaktivt avfall (för att ta bort det från stationen byggs containrar med kraftfullt skydd och ett kylsystem; nedgrävning utförs i marken på stora djup i geologiskt stabila lager); katastrofala konsekvenser av olyckor vid våra kärnkraftverk på grund av ett ofullkomligt skyddssystem; termisk förorening av vattendrag som används av kärnkraftverk. Ur ekonomisk synvinkel är kärnenergi specifik. Den kännetecknas av minst två kardinaldrag. Det första särdraget är förknippat med kapitalinvesteringarnas stora roll, som utgör det huvudsakliga bidraget till kostnaderna för el. Detta innebär behovet av att särskilt noggrant och rimligt ta hänsyn till kapitalinvesteringarnas roll. Den andra bestäms av detaljerna för att använda kärnbränsle, som skiljer sig väsentligt från det som är inneboende i konventionellt kemiskt bränsle. Tyvärr finns det fortfarande ingen konsensus om hur dessa egenskaper ska beaktas i ekonomiska beräkningar. Med hjälp av exemplet med rysk kärnenergi kan vi analysera de ovan nämnda funktionerna från synvinkeln av moderna egenskaper hos elproduktion.

Trots att de ekonomiska problemen med kärnenergi beskrevs i detalj i monografin, bestämdes ändå den optimism i prognoserna för dess utveckling som fanns fram till mitten av 80-talet främst av idéer om kärnkraftverkens måttliga kapitalintensitet, ofta dikteras av politiska överväganden.

Det är känt att specifika kapitalinvesteringar i kärnkraftverk är betydligt högre än i konventionella kraftverk, särskilt för kärnkraftverk med snabba reaktorer. Detta beror främst på komplexiteten i det tekniska systemet för kärnkraftverk: 2- och till och med 3-kretssystem för att ta bort värme från reaktorn används.

Ett speciellt system för garanterad nödkylning skapas.

Höga krav ställs på designmaterial (nukleär renhet).

Tillverkning av utrustning och installation sker under särskilt strikta, noggrant kontrollerade förhållanden (reaktorteknik).

Dessutom den termiska effektiviteten vid kärnkraftverk med termiska reaktorer som för närvarande används i Ryssland är märkbart lägre än vid konventionella termiska stationer.

En annan viktig fråga är att bränslestavarna inuti reaktorn ständigt innehåller en betydande mängd kärnbränsle som behövs för att skapa en kritisk massa. I vissa publikationer, till exempel, enligt Batov, Yu.I. Koryakin, 1969, föreslås det att inkludera kostnaden för den första laddningen av kärnbränsle i kapitalinvesteringar. Om vi ​​följer denna logik bör kapitalinvesteringar inte bara omfatta bränslet som finns i själva reaktorn, utan också det som används i den externa bränslecykeln. För reaktorer som använder ett slutet kretslopp med bränsleregenerering, såsom snabba reaktorer, kan den totala mängden bränsle som "frysts" på detta sätt vara 2–3 gånger, eller till och med mer, den kritiska massan. Allt detta kommer att avsevärt öka den redan betydande komponenten av kapitalinvesteringar och följaktligen försämra de uppskattade ekonomiska indikatorerna för kärnkraftverket.

Detta tillvägagångssätt kan inte anses vara korrekt. Faktum är att i all produktion används vissa delar av utrustningen konstant, medan andra materiella servicemedel regelbundet ersätts med nya. Men om denna period inte är för lång, inkluderas deras kostnad inte i kapitalinvesteringarna. Dessa kostnader beaktas som vanliga, löpande. När det gäller bränslestavar framgår detta av användningsperioden, som inte överstiger flera månader.

Frågan om priset på kärnbränsle är också viktig. Om vi ​​bara talar om uran, så bestäms dess kostnad av kostnaderna för gruvdrift, utvinning från malm och isotopanrikning (om nödvändigt).

Om bränslet är plutonium, som används för snabba reaktorer, bör i allmänhet två lägen särskiljas: stängt, när det finns tillräckligt med plutonium för att möta behoven hos den utvecklande energiindustrin, och konvertering, när det inte räcker och 235 U används tillsammans med det. För omvandlingscykeln bör priset på plutonium bestämmas genom jämförelse med det kända priset på 235 U. I alla snabba reaktorer kan både plutonium och uranbränsle användas. När man gör en ekonomisk jämförelse kan därför påverkan av effekten av bränsletypen på kapitalkomponenten av kostnaden för el uteslutas. Det räcker att endast likställa de direkta kostnaderna för bränsle (bränslekomponenter) i båda fallen. Enligt experter överstiger priset på plutonium priset på 235 U med cirka 30%. För plutonium är denna omständighet viktig, eftersom det plutonium som produceras som biprodukt ger mycket inkomst.