Проф. Б.И. Нигматулин Институт проблем естественных монополий, Россия

1. 22-25 июня 2011 г. Круглый стол «Реформирование электроэнергетики и его влияние на социально-экономическое развитие Сибири» Проф. Б.И. НигматулинИнститут проблем естественных монополий, Россия Причины роста тарифов на электроэнергии. I. Введение. II. Мифы. III. Реальность 2010-2011г. IV. Причины.

2. 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.

3. 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.

4. 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 более1200 млрд. КВт.ч до 2020г. или вводу 3ГВт новых мощностей, а с учетом энергосбережения – 2ГВт.

5. До 2020г. необходимо строительство максимум 3Х10=30ГВт. новых мощностей вместо 70-100 ГВтпо 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.

6. 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.).

7. Уровень управления в электроэнергетических компаниях и возможности проектного и строительно-монтажного комплексов электроэнергетики могут обеспечить вводы новых мощностей не более3 ГВт в год.

8. 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).

9. 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.

10. 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.).

11. 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.

12. 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% .

13. Международное сравнение стоимости электроэнергии в России с другими странами. 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.

14. Примем для международного сопоставления стоимости электроэнергии значение 1ППС$=16 руб., не $ ЦБ=30,5 руб. как это обычно делается в отечественной литературе.

15. 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.

16. 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.

17. 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.

18. 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.

19. 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.

20. 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.

21. 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.

22. 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.

23. 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.

24. 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.

25. После аварии на АЭС Фукусима-1 Германия объявилао 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.

26. 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.

27. 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

28. 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

29. 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.

30. Послесловие 3 Включая СШГЭС и Богучанскую ГЭС Риск потери конкурентоспособности 350 ГВт 3500км 25 ГВт 145ГВт 1000км 800км 120 ГВт 2020 Где будет развиваться экспортно-ориентированное электроемкое производство? Установ. мощности ГЭС Китая