slide1 n.
Download
Skip this Video
Download Presentation
Проф. Б.И. Нигматулин Институт проблем естественных монополий, Ро

Loading in 2 Seconds...

play fullscreen
1 / 30

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


  • 105 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, Ро' - isabelle-burton


Download Now 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
slide1

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.

slide2

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.

slide3

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.

slide4

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.

slide5

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.

slide6

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.).

slide7

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

не более3 ГВт в год.

slide8

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).

slide9

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.
slide10

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.).

slide11

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.
slide12

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% .
slide13

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.

slide14

Примем для международного сопоставления стоимости электроэнергии значение

1ППС$=16 руб.,

не

$ ЦБ=30,5 руб.

как это обычно делается в отечественной литературе.

slide15

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.
slide16

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.

slide17

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.

slide18

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.

slide19

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.

slide20

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.
slide21

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.

slide22

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.

slide23

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.

slide24

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.

slide25

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.

slide26

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.
slide27

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
slide28

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
slide29

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.

slide30

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