Upload
isabelle-burton
View
49
Download
1
Embed Size (px)
DESCRIPTION
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. - PowerPoint PPT Presentation
Citation preview
Проф. Б.И. НигматулинИнститут проблем естественных монополий, Россия
22-25 июня 2011 г.
Круглый стол«Реформирование электроэнергетики и его влияние
на социально-экономическое развитие Сибири»
I. Введение.
II. Мифы.III. Реальность 2010-2011г.
IV. Причины.
Причины роста тарифов на электроэнергии.
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 более 1200 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 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.
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 более 3 ГВт в год.
8
Не задействован потенциалдополнительного производства и сниженияпотребления электроэнергии.
реконструкция газовых ТЭС до парогазовых в 3 разадешевле, а продолжительность работ в 3 раза короче, чемстроительство новых энергоблоков АЭС. Структурапроизводства электроэнергии в России следующая: нагазовые ТЭС приходится около 50%, на угольные ТЭС, ГЭСи АЭС примерно по 16,7%.
в первую очередь необходима реконструкция серийныхгазовых конденсационных энергоблоков мощностью150МВт, 200МВт и 300 МВт, и теплофикационных блоков стурбинами Р60-90, Т-110-130, Т-180 общей электрическоймощностью более 44 ГВт, или почти в 2 раза больше, чеммощность 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 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.
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
Риск потери конкурентоспособности
0
20
40
60
80
100
120
140
160
1990 1995 2000 2005 2006 2009Г
Вт
25 ГВт
120 ГВт
Где будет развиваться экспортно-ориентированное электроемкое
производство?
350 ГВт
2020
Включая СШГЭС и Богучанскую ГЭС
3500км
800км
1000км
145ГВт
Установ. мощности ГЭС Китая