Доклад Нигматулина Б.И.

22-25 июня 2011 г.
Круглый стол
«Реформирование электроэнергетики и его влияние
на социально-экономическое развитие Сибири»
Проф. Б.И. Нигматулин
Институт проблем
естественных монополий, Россия
Причины роста тарифов на
электроэнергии.
I. Введение.
II. Мифы.
III. Реальность 2010-2011г.
IV. Причины.
Причины роста тарифов на
электроэнергию.
В России на душу населения в среднем на 10%
производится больше электроэнергии, чем в старых
странах Евросоюза (15 стран), и на 35% больше, чем в
новых странах Евросоюза (12 стран).
Среднегодовые темпы внутреннего потребления
электроэнергии и газа однозначно зависят от
среднегодового темпа изменения ВВП.
В период роста ВВП (1999 – 2008г.) на 1% роста ВВП
приходилось 0,3% роста потребления электроэнергии.
2
В ближайшие десятилетия, она будет меняться только в
сторону снижения потребления электроэнергии на единицу
ВВП.
При максимальном ежегодном коэффициенте роста ВВП 5%
(прогноз Минэкономразвития на период 2011-2020гг.) рост
потребления электроэнергии составит на более 1,5% - это
оценка сверху.
3
Под завышенные прогнозы роста
потребления электроэнергии растет
инвестиционная составляющая тарифа в
атомной и гидроэнергетике.
Рост потребления электроэнергии 1,5% в год соответствует
среднему росту потребленяи на 16,5 млрд. КВт.ч в год или
не более 1200 млрд. КВт.ч до 2020г. или вводу 3ГВт новых
мощностей, а с учетом энергосбережения – 2ГВт.
4
До 2020г. необходимо строительство максимум 3Х10=30ГВт.
новых мощностей вместо 70-100 ГВт по Энергостратегии
(2009г.) и 186-225 ГВт по Генсхеме (2008г.).
В соответствии с долей производства электроэнергии в
стране из 30ГВт новых мощностей: 20 ГВт должно
приходится на ТЭС, 10 ГВт – на АЭС и ГЭС.
Общий объем инвестиций в предлагаемую программу до
2020г. будет равняться 6 трлн. руб., из которых 2,5 трлн.
руб. приходятся на генерацию, 2 трлн. руб. – на ФСК и 1,5
трлн. руб. – МРСК (в ценах 2010г.).
И это оценка сверху.
5
Объем инвестиций, который можно получить с рынка
электроэнергии и мощности без дополнительного роста
стоимости электроэнергии, также составляет не более 6
трлн. руб.
Вместо 20,5 трлн. руб. по Генсхеме (2008г.) и 11 трлн. руб. по
Энергостратегии (2009г.).
6
Уровень управления в электроэнергетических
компаниях
и
возможности
проектного
и
строительно-монтажного
комплексов
электроэнергетики могут обеспечить вводы новых
мощностей
не более 3 ГВт в год.
7
Не задействован потенциал
дополнительного производства и снижения
потребления электроэнергии.
реконструкция газовых ТЭС до парогазовых в 3 раза
дешевле, а продолжительность работ в 3 раза короче, чем
строительство новых энергоблоков АЭС. Структура
производства электроэнергии в России следующая: на
газовые ТЭС приходится около 50%, на угольные ТЭС, ГЭС
и АЭС примерно по 16,7%.
в первую очередь необходима реконструкция серийных
газовых конденсационных энергоблоков мощностью
150МВт, 200МВт и 300 МВт, и теплофикационных блоков с
турбинами Р60-90, Т-110-130, Т-180 общей электрической
мощностью более 44 ГВт, или почти в 2 раза больше, чем
мощность существующих АЭС (24 ГВт).
8
Рост мощности реконструируемых ТЭС на 15 ГВт позволит
до 2020г. снять с эксплуатации старые энергоблоки ТЭС,
построенные до 1960г. (15ГВт.).
- рост КИУМа российских ТЭС и АЭС до среднеевропейских
(на 15-20%) можно обеспечить дополнительную
выработку, соответственно 180 и 20 млрд. КВт/ч. в год.
Введение частотного регулирования электроприводов, а так
же замена старых электродвигателей и другого
электроемкого оборудования снизит электропотребление
в стране к 2020г. на 100 млрд. КВт/ч.;
Снижение потерь электроэнергии в электросетях с 14% (112
млрд. КВт/ч.) до нормативных 8% (82 млрд. КВт/ч.),
обеспечит экономию 30 млрд. КВт/ч.
9
Суммарные возможности увеличения выработки как на
действующих (реконструированных) мощностях, так и
снижения потребления электроэнергии за счет
электросбережения со стороны потребителя составляют
более 400 млрд. КВт/ч. (более 40% производство
электроэнергии в 2010г.).
10
Не сбалансирован рынок электроэнергии и
мощности:
- оптовый рынок электроэнергии и мощности является
рынком для продавца. Потребитель получает
фиксированную цену, которую предлагают сбытовые
компании.
- все участники рынка электроэнергии и мощности, кроме
потребителей, заинтересованы в росте цен своих долей,
из которых складывается стоимость электроэнергии.
Отсутствует механизм, ограничивающий рост этих цен.
- правила оптового рынка электроэнергии и мощности не
стимулируют первоочередную реконструкцию газовых
ТЭС, а формируют тренд для массового строительства
дорогостоящих АЭС и ГЭС.
11
В части генерации, по правилам оптового рынка продажная
цена электроэнергии на сутки вперед устанавливается по
наибольшей (маржинальной) цене. В первой ценовой
зоне, во второй – угольные ТЭС. Это связано с тем, что
ежегодный рост регулируемой стоимости газа на 15-20% и
соответствующий рост стоимости энергетического угля
автоматически приводит к росту стоимости
электроэнергии этих ТЭС на те же 15-20%.
ГЭС и АЭС технологически не используют органическое
топливо, поэтому рост маржинальной стоимости
электроэнергии на оптовом рынке стимулирует
необоснованный рост цены электроэнергии от этих
станций. В результате, за последние 3 года, ГЭС и АЭС
увеличили чистую прибыль соответственно на 122 и 49%
.
12
Международное
электроэнергии
странами.
сравнение
в России
стоимости
с другими
Международное сопоставление национальных стоимостных
показателей товаров и услуг с использованием валютных
курса ЦБ РФ, например, доллара США, неадекватно
отражает сравнительную покупательную способность
национальной валюты на внутреннем рынке.
Для международного сопоставления размеров ВВП
различных стран используется ППС$, рассчитанный по
всему ВВП с достаточно высокой точностью.
13
Примем для международного сопоставления
стоимости электроэнергии значение
1ППС$=16 руб.,
не
$ ЦБ=30,5 руб.
как это обычно
литературе.
делается
в
отечественной
14
Доказательство этого утверждения базируется на
следующих положениях:
- во-первых, производство, транспорт, распределение и
сбыт электроэнергии производятся внутри страны.
- во-вторых, доля электроэнергетики (1,9 трлн. руб.) в
общем объеме ВВП (44,5 трлн. руб. - пример 2010 года)
составляет существенную величину – 4,3%.
- в-третьих, среднегодовой темп изменений потребления
электроэнергии однозначно зависит от среднегодового
темпа изменения ВВП.
15
В США 1 КВт/ч.: для промышленности – 0,067 $, для
коммерческих предприятий – 0,1 $; для населения – 0,11 $.
В странах ЕС, в среднем, в 2 раза дороже, чем в США.
по сравнению с США, ЕС и др. электроэнергия дороже:
- промышленности в 1,5 - 5 раз
- населению
в 1 - 2 раза.
16
В России сбалансированная цена на электроэнергию для
различных потребителей должна соответствовать
средним ценам в США для этих потребителей, т.е. не
выше 1,8 руб. за КВт.ч. (в ценах 2010г.).
Это объясняется тем, что Россия, также как США, имеет
полностью собственное топливообеспечение для
электростанций;
Предельная стоимость электроэнергии не должна
превышать ее средней цены в ЕС или не более
для промышленности – 2,1 руб.
для населения –
3,6 руб. за КВт/ч.
17
Применительно к оптовому рынку электроэнергии,
например, стоимость электроэнергии АЭС в 2010г.
составляла 1,1 руб. или 0,069 ППС$.
Для сравнения, цена электроэнергии от АЭС США
равнялась 0,018 $ или
в 3,8 раза меньше, чем в России.
18
Сравнение внутренней стоимости газа с
«равновесной» (net-back) ценой при его
экспорте в страны ЕС.
Это сравнение так же, как и международное сравнение
стоимости электроэнергии,
должно проводиться
не по курсу доллара ЦБ,
а с использованием значения ППС$ по всему ВВП.
19
Доказательство этого утверждения базируется на
аналогичных положениях, а именно:
- во-первых, добыча, транспорт и сбыт газа производятся
внутри страны.
- во-вторых, стоимость газа, потребленного внутри страны
- 1трлн. руб. (410 млрд. куб. м., стоимостью около 2500
руб. за 1000 куб. м. – данные 2010 года), составляет
существенную величину – 2,3% в общем объеме ВВП.
- в-третьих, среднегодовой темп изменения внутреннего
потребления газа однозначно зависит от
среднегодового темпа изменения ВВП.
20
В 2011г. стоимость газа 2900 - 3900 руб. за тыс./куб.м
соответствует 180-240 $ППС, то есть
уже достигла
равновесной цены с Евросоюзом
220-240 $ за 1тыс./куб.
21
Дальнейший рост цены газа на 15% в год до 2014г.,
(программа доведения стоимости газа до равновесной с
ЕС в соответствии с курсом $ ЦБ)
ОШИБОЧЕН.
Но этот рост на открытом оптовом рынке автоматически
приводит к росту стоимости электроэнергии на 15%.
В результате, с рынка электроэнергии в газовую отрасль
переводится дополнительно 50 млрд. руб. Так как, цена
энергетических углей жестко привязана к цене газа, то
еще 20 млрд. руб. уйдут в качестве сверхприбыли
монопольным поставщикам энергетических углей для
угольных ТЭС.
22
На 70 млрд. руб. (10% объема инвестиций в 2010г.)
упадет объем инвестиций в электроэнергетику.
На 50 млрд. руб. (6,3% от объема инвестиций 2010г.)
увеличится объем инвестиций газовой отрасли.
23
Доля (нагрузка) капитальных инвестиций (700 млрд. руб. в
2010г.) на объем выручки в электроэнергетике (1,9 млрд.
руб.) значительно выше, чем в газовой отрасли (790
млрд. руб. и 4 трлн. руб.).
Эта доля составляет
в электроэнергетике – 37%,
в газовой отрасли – 21%,
т.е. в 1,8 раз больше.
Газпром и другие газовые компании имеют значительно
больше возможностей увеличить финансирование своих
инвестиционных программ.
24
После аварии на АЭС Фукусима-1
Германия объявила о снятии с эксплуатации всех своих
АЭС к 2022г.,
Япония – о снижении доли производства электроэнергии
на атомных станция.
Возможность снижения потребления газа в
электроэнергетике достигает 30 млрд. куб. м. до 2020 года.
25
Первоочередные меры, способные
сбалансировать тарифы на
электроэнергию:
• пересмотр Энергостратегии (2009г.) в части
электроэнергетики, сокращение объемов инвестиций до
2020г. с 11 трлн. руб. до 6 трлн. руб. в ценах 2010г.
• замораживание стоимости газа для ТЭС на уровне 2011г.
• реализация программы повышения эффективности
эксплуатации электроэнергетических объектов,
повышения КИУМа ТЭС и АЭС (дополнительный объем
генерации не менее 200 млрд. Квт.ч.
26
• первоочередное обеспечение реконструкции не менее 44
ГВт действующих газовых ГРЭС и ТЭЦ
• строительство новых генерирующих мощностей не более
30ГВт, из которых не менее 20 ГВт могли эффективно
нести пиковые и полупиковые нагрузки
• снятие с эксплуатации старых ТЭС мощностью 15 ГВт,
построенных до 1960г.
• перевод Росэнергоатом и РусГидро на регулируемые
тарифы с обоснованной рентабельностью
27
• создание вместо 22 генерирующих компаний максимум
7 – 8, по числу Федеральных округов
• резкое сокращение количества сбытовых компаний и
гарантирующих поставщиков с 5000 до 500. Обеспечение
контроля регионов за их деятельностью.
• введение жесткого контроля за издержками на всех
этапах строительства и эксплуатации объектов
электроэнергетики (генерации, сетевого хозяйства,
сбыта). Снижение конечной стоимости электроэнергии не
менее, чем на 20%.
• реализация программы электросбережения со стороны
потребителя. Снижение электропотребления не менее,
чем на 100 млрд. КВт.ч
28
В кратчайшие сроки организовать
Некоммерческое партнерство «Ассоциация потребителей
электроэнергии»,
куда должны войти представители крупного, среднего и
малого бизнеса.
Делегировать от этой Ассоциации представителей в Совет
рынка электроэнергии и мощности.
29
Послесловие 3
Включая СШГЭС и Богучанскую ГЭС
Риск потери конкурентоспособности
25 ГВт
350 ГВт
3500км
145ГВт
160
140
120
1000км
ГВт
100
80
800км
60
120 ГВт
40
20
0
Где будет развиваться экспортноориентированное электроемкое
производство?
1990
1995
2000
2005
2006
2009
2020
Установ. мощности ГЭС Китая
30