22-25
Download
1 / 30

Проф. Б.И. Нигматулин Институт проблем естественных монополий, Россия - PowerPoint PPT Presentation


  • 104 Views
  • Uploaded on

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.

loader
I am the owner, or an agent authorized to act on behalf of the owner, of the copyrighted work described.
capcha
Download Presentation

PowerPoint Slideshow about ' Проф. Б.И. Нигматулин Институт проблем естественных монополий, Россия' - isabelle-burton


An Image/Link below is provided (as is) to download presentation

Download Policy: Content on the Website is provided to you AS IS for your information and personal use and may not be sold / licensed / shared on other websites without getting consent from its author.While downloading, if for some reason you are not able to download a presentation, the publisher may have deleted the file from their server.


- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - E N D - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -
Presentation Transcript

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.


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.


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.


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.


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.


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.).


Уровень управления в электроэнергетических компаниях и возможности проектного и строительно-монтажного комплексов электроэнергетики могут обеспечить вводы новых мощностей

не более3 ГВт в год.


Не задействован потенциал электроэнергетических компаниях и возможности проектного и строительно-монтажного комплексов электроэнергетики

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).


  • 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.


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.).


  • 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.


  • 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% .


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.


Примем для международного сопоставления стоимости электроэнергии значение

1ППС$=16 руб.,

не

$ ЦБ=30,5 руб.

как это обычно делается в отечественной литературе.


  • 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.


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.


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.


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.


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.


  • 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.


В 2011г. стоимость газа утверждения базируется на аналогичных положениях, а именно:2900 - 3900 руб. за тыс./куб.м соответствует 180-240 $ППС, то есть

уже достигла

равновесной цены с Евросоюзом

220-240 $ за 1тыс./куб.


Дальнейший рост цены газа утверждения базируется на аналогичных положениях, а именно: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.


На 70 млрд. руб утверждения базируется на аналогичных положениях, а именно:. (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.


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.


После аварии на АЭС Фукусима-1 инвестиций (

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.


  • 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.


  • первоочередное обеспечение сбалансировать тарифы на электроэнергию: 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


  • создание сбалансировать тарифы на электроэнергию: 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


В кратчайшие сроки организовать сбалансировать тарифы на электроэнергию:

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.


Послесловие 3 сбалансировать тарифы на электроэнергию:

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


ad