Общероссийские и региональные закономерности развития электроэнергетики.

1. Общероссийские и региональные закономерности развития электроэнергетики. Электроэнергия – лимитирующий фактор конкурентоспособности промышленности.

2. Основные закономерности в электроэнергетике • Высокий уровень и постоянный рост стоимости электроэнергии • Физический и моральный износ энергетических мощностей, обуславливающих их низкую эффективность и низкую надежность энергоснабжения потребителей • Отсутствие рыночных механизмов окупаемости инвестиций в электроэнергетическом комплексе • Необходимость финансирования развития электросетевой инфраструктуры при реализации любых промышленных инвестиционных проектов (плата за технологическое присоединение потребителей и плата за подключение новых генерирующих мощностей) • Отсутствие реальной оценки последствий для экономики и промышленности в частности

3. Цена на электроэнергию в России достигла мирового уровня Источники данных: U.S. Energy Information Administration, Росстат, данные предприятий Цены на электроэнергию для промышленных потребителей в России сравнялись с аналогичными ценами в США в 2011 г. В 2012 г. в США цены на электроэнергию снижаются в связи со снижением цен на газ. Тенденция в России противоположна и сохранится на 2013 г.

4. Факторы роста тарифов монополий Источник данных:Росстат • Динамика тарифов монополий соответствует индексу цен промышленности. Этот факт используется монополиями для подтверждения обоснованности роста тарифов. • Но зависимость обратная - тарифы монополий ведут к росту всех издержек: • тарифы монополий косвенно влияют на стоимость товаров и услуг; • при объявлении процентов роста тарифов свои цены на тот же процент индексирует сразу вся экономика. • Т.е. практика ежегодной индексации тарифов монополий с целью компенсации инфляции является психологическим фактором усиления инфляции и непрерывно снижает конкурентоспособность российской промышленности

5. Последствия роста цен на электроэнергию Неограниченный рост цен на электроэнергию запускает процесс последовательной деградации отраслей экономики России

6. Цена на природный газ в России достигла мирового уровня Источники данных: U.S. Energy Information Administration, Росстат, данные предприятий Цены на природный газ в США традиционно менялись в зависимости от цен на нефть. С 2010 г. они снижаются, несмотря на рост цен на нефть, в связи с увеличением объёмов добычи сланцевого газа. В 2012 году в результате этого снижения цены на природный газ для промышленных потребителей США сравнялись с российскими ценами.

7. Факторы роста цен на электроэнергию Структура цены розничного рынка электроэнергии и динамика ее составляющих в 2011 году при потреблении 46 168,2 млн.кВтч. • Основные факторы роста цены на электроэнергиюдля конечных потребителей: • рост тарифов на передачу, обусловленный переходом на RAB регулирование и реализацией неэффективных инвестиционных программ сетевых компаний • оплата строительства дорогостоящих ГЭС и АЭС (удельная стоимость строительства ГЭС и АЭС превышает стоимость строительства ТЭС в 2-3 раза) • рост стоимости природного газа, не учитывающий низкую эффективность существующих генерирующих мощностей России

8. Физический износ энергетических мощностей Степень износа мощностей в энергетике составляет примерно 65%: • активы магистрального сетевого комплекса, который находится под управлением Федеральной сетевой компании (50%); • сегмент генерации, износ мощностей которого составляет примерно 60-70%; • мощности распределительного сетевого сегмента (до 70%) Высокий износ оборудования приводит  к снижению надежности и повышению стоимости  электроснабжения. Ввод новых мощностей – первоочередная задача энергетической отрасли

9. 2010-2030 гг. Электростанции, всего, в том числе 9771 АЭС 3802 ГЭС и ГАЭС 670 ТЭС 4587 Доп. затраты на экологию 185 ВИЭ 527 Объекты электросетевого хозяйства всего, в том числе 10194 объекты 220 кВ и выше 5034 объекты 110 кВ и ниже 5160 ИТОГО 19965 МВт 12000 АЭС * Среднегодовое значение за период ГЭС 10070* ДПМ 10000 Среднегодовой уровень с 2011 по 2030 гг. – 8,5 ГВт Всего 8622* 7714* 8000 7624* ДПМ – 4 447 МВт (60%) 6000 ДПМ – 124 МВт (1,6%) Среднегодовой уровень 2000-2010 гг. – 2,0 ГВт 4000 296 688 2088* 372 1890* 2000 987 2770 2554 1852 1310 * в базовых ценах на 01.01.2009 г. для базового варианта электропотребления 0 2001-2005 2006-2010 2011-2015 2016-2020 2021- 2025 2026-2030 Потребности в капиталовложениях в электроэнергетические объекты Единственным действующим на сегодня механизмом окупаемости инвестиций в строительство генерации являются ДПМ. С утвержденной моделью ДПМ возвращаются дореформенные методы обеспечения надежности энергоснабжения через принудительное изъятие средств потребителей. Вместо абонентской платы – плата за мощность. Вместо государственного РАО ЕЭС России получатели - частные компании

10. Резервы конкурентоспособности по тарифам монополий исчерпаны В настоящее время цены естественных монополий в России достигли мирового уровня или приблизились к нему, т.е. данный резерв конкурентоспособности практически исчерпан.

11. Прогноз роста тарифов до 2015 года • По основному сценарию Минэкономразвития экономика в 2013 году прибавит 3.8%, к концу трехлетки рост составит 4.7%. Темпы прироста промышленного производства в 2012 – 2015 годах замедлятся и составят 3.1 – 4.2%. Источниками роста называются инвестиции (государственные и частные) и вложения в человеческий капитал. • По альтернативному прогнозу «Высшей школы экономики» рост экономики даже в 2015 году не превысит 3.9% (при цене нефти 109 долларов за баррель), инфляция будет к концу трехлетки на уровне 5.7% и доллар подрастет до 32.2 рубля. • По основному сценарию Минэкономразвития тарифы на электроэнергию с июля 2013 года вырастут на 12 – 15%, таким же будет увеличение в 2014 – 2015 годах при росте цен на газ по 15% в год. При этом тарифы на электроэнергию в США и Европе как минимум до 2015 года остаются неизменными.

12. ВЫВОДЫ • В настоящее время сформировалось, как минимум три аспекта, по каждому из которых электроэнергетика получила неограниченные возможности по ограничению развития как экономики в целом, так и промышленности в частности: • 1) стоимость энергоснабжения; • 2) удельная энергоемкость экономики; • 3) величина платы за подключения и необходимость дальнейшего развития капиталоемкой отрасли экономики - электроэнергетики • (Из публикаций ИНЭИ РАН) • Возможные решения: • Законодательно исключить плату за технологическое присоединение в случаях сооружения электросетевых или генерирующих объектов, создаваемых в целях обеспечения энергетической безопасности промышленных производств; • Закрепить на уровне постановления Правительства Российской Федерации порядок сооружения элементов внешней электросетевой инфраструктуры и схем выдачи мощности генерирующих объектов, создаваемых в целях обеспечения энергетической безопасности промышленных предприятий, через механизм государственно-частного партнерства с привлечением средств Инвестиционного фонда Российской Федерации; • Пересмотр инвестиционных программ сетевых компаний с целью исключения необоснованных затрат. Введение процедуры согласования инвестиционных программ сетевых организаций на региональном уровне с анализом инвестиционной эффективности и участием бизнес-сообщества. • Пересмотр генеральной схемы с переходом от строительства дорогостоящих АЭС и ГЭС к модернизации существующих и строительству современных эффективных газовых и угольных ТЭС; • Закрытие убыточных ТЭЦ, с их переводом, при необходимости, на выработку тепла; • Пересмотр механизмов оплаты потребителями ДПМ, обеспечивающий возможность снижения оплачиваемой мощности для потребителей, инвестирующих в строительство новой генерации;

13. ПРИЛОЖЕНИЕ

14. Приложение. Баланс мощности ОЭС Урала. (МВт) Потребность ОЭС Урала на этапе 2025г. не покрывается от собственных электростанций, возникает дефицит мощности 14

15. Приложение. Динамика УРУТ объектов генерации ОЭС Урала – 2011-2025 гг. 52 570 МВт Итого потребность ОЭС Урала Красногорская ТЭЦ МВт Верхнетагильская ГРЭС, Троицкая ГРЭС, Южно Уральская ГРЭС МВт Рефтинская ГРЭС, Тобольская ТЭЦ 43808 МВт Кармановская ГРЭС, Ириклинская ГРЭС, Яйвинская ГРЭС, СургутГРЭС-1 Пермская ГРЭС, Ново-Свердловская ТЭЦ, Сургутская ГРЭС-2, Нижневартовская ГРЭС, Тюменская ТЭЦ-1, Тюменская ТЭЦ-2, Челябинская ТЭЦ-3, СУГРЭС Троицкая ГРЭС (бл.10) СУГРЭС, СургутГРЭС-2, ЯйвГРЭС, Тюменская ТЭЦ-1, Челябинская ТЭЦ-3, Пермская ГРЭС, ЮУГРЭС, СургутГРЭС-2, НВГРЭС, Няганская ГРЭС, СеровГРЭС, Ново-Богословская ТЭЦ, Нижнетуринская ГРЭС, АкадемТЭЦ Более 30% установленной мощности электростанций ОЭС Урала - УРУТ на уровне 340 гут/кВт·ч и выше 15

16. Приложение. Возрастная структура объектов генерации ОЭС Урала Итого потребность ОЭС Урала 52 570 МВт 43808 МВт старше 40 лет старше 40 лет от 30 до 40 лет от 30 до 40 лет от 10 до 20 лет от 20 до 30 лет до 10 лет до 10 лет Иные источники э/э Иные источники э/э 21 % установленной мощности объектов генерации ОЭС Урала – введены до 1975 г.

17. Приложение. Структура потребителей электроэнергии Свердловской области. 17