Электроэнергетика России. Мифы и реальность. В продолжение темы

    В № 5 журнала «ЭнергоРынок» была опубликована статья первого заместителя генерального директора ИПЕМ, доктора технических наук, профессора Булата Нигматулина «Электроэнергетика России. Мифы и реальность», которая вызвала неподдельный читательский интерес и породила много споров. Сегодня мы публикуем некоторые из пришедших в редакцию мнений относительно наиболее противоречивых утверждений автора.
    1. Б. Нигматулин утверждает, что цена на электроэнергию в России высокая, значительно выше, чем в западных странах и США (если ориентироваться на паритет покупательной способности). Каково ваше мнение ?
    2. Есть ли необходимость, на ваш взгляд, ограничивать рост цены на электроэнергию?
    3. Как вы относитесь к утверждению о том, что запланированный объем строительства новых генерирующих мощностей на самом деле России не нужен (особенно это касается атомных станций)?
    4. Какой сектор энергетического рынка находится сегодня в наиболее сложном положении?
    Виктор Дрель руководитель дирекции по ценообразованию и экономике в электроэнергетике ЗАО «Агентство по прогнозированию балансов в энергетике»
    Для оценки части данных, приведенных в статье Б. Нигматуллина, и в качестве иллюстрации способов обращения с фактическими данными с целью получения статистически достоверных показателей приводим сравнительный анализ розничных цен на электроэнергию для различных категорий конечных потребителей в России, США и странах Евросоюза.
    Для анализа цен использовались данные формы российского федерального статистического наблюдения 46-ЭЭ и данные из зарубежных открытых источников1. Расхождения в методологии показателей цен на электроэнергию между странами незначительны, общность подхода заключается в определении базового тарифа, т.е. удельной стоимости электроэнергии, приобретаемой потребителем на рынке. Базовый тариф включает стоимость потребленной электроэнергии и мощности, стоимость сетевых услуг за вычетом платы за первичное подключение, стоимость системных и прочих услуг, стоимость аренды счетчиков и некоторые другие затраты, связанные с энергоснабжением. Кроме того, в базовый тариф входят НДС и косвенные налоги, состав и величина которых значительно различаются в разных странах.
    Настоящий анализ проводился для двух категорий: промышленных потребителей и бытового сектора. К бытовому сектору в России отнесены население и приравненные к нему по уровню цены потребители (в соответствии с действующей практикой регулирующие органы относят к бытовому сектору дачные и гаражные кооперативы, другие объединения граждан, не занятые коммерческой деятельностью). В зарубежной статистике к бытовому сектору относятся домохозяйства (household). В базовый тариф для промышленных потребителей входят все косвенные налоги для промышленных потребителей (с объемом годового потребления 500—2000 МВт•ч) и НДС. В базовый тариф для бытового сектора включены налоги для потребителей с уровнем годового электропотребления 2500—5000 кВт•ч и НДС. Агрегированные значения цен европейских стран приведены для 27 стран Евросоюза.
    Для сравнительного анализа российские цены в рублях и цены на электроэнергию в США пересчитывались в евро и евроценты. Данные анализа приведены в табл. 1—32.
    Как следует из таблиц, цены на электроэнергию для промышленных потребителей в России в течение 2008—2009 гг. были значительно ниже европейских и немного ниже цен для промышленных потребителей в США. В 2010 г. цены для российских промышленных потребителей слегка превысили цены для потребителей США, достигнув уровня 5 евроцентов/кВт•ч. Средний темп роста цен для промышленных потребителей составил 121%. В странах Евросоюза уровень цен для промышленности в 2008—2010 гг. практически оставался неизменным (9 евроцентов/кВт•ч) и почти в два раза превышал цены в России и США.
    В 2008—2010 гг. в России сохранялись самые низкие цены для бытового сектора (в пересчете в евро на 1 кВт•ч по текущему обменному курсу) по сравнению со странами Евросоюза и США. Динамика российских цен в евро обусловлена политикой сдерживания роста цен для населения и падением курса рубля по отношению к евро в 2009 г. Цены на электроэнергию в США заметно ниже европейских. Частично это объясняется меньшим уровнем налогообложения и существенным падением в 2009 г. курса доллара по отношению к европейской валюте. В большинстве стран Евросоюза в 2009 г. наблюдалось общее снижение конечной цены на электроэнергию в бытовом секторе (с учетом налогов) на 10—20%, что объясняется общим спадом экономики и соответственно падением электропотребления в странах ЕС.
    Пересчет цен по обменному курсу национальных валют не учитывает различия в национальном уровне цен на товары и услуги и искажает международные сравнения, особенно при сравнении цен для конечных потребителей. Он ведет к завышенной оценке стоимости электроэнергии в стране, где текущий уровень цен выше. Для устранения этого недостатка в международных сравнениях используется пересчет цен по курсу паритета покупательной способности (ППС), выражающего отношение валют по стоимости определенного набора товаров и услуг. Методика и процедура расчета национальных коэффициентов ППС изложены в Инструкции Евросоюза 1445/2007 от 11.12.07.
    Сравнение цен на электроэнергию в 2008—2010 гг. в бытовом секторе стран Евросоюза и США с соответствующими ценами в России (в евро, пересчитанными по ППС), показывает, что, несмотря на рост в 2009 г., в 2010 г. цены в России, как и в предыдущие годы, остаются ниже европейских, незначительно превышая цены в США.
    Сергей Зорин генеральный директор ООО «Мечел-Энерго»
    1. Не совсем понятна методика расчета цены на электроэнергию по паритету покупательной способности, но если сравнивать в абсолютных величинах, это утверждение соответствует действительности. У  группы «Мечел» есть предприятия на территории США, которые покупают электроэнергию на высокогом уровне напряжения. Даже при пересчете в долларовом эквиваленте электроэнергия в США для аналогичного класса напряжения обходится дешевле, чем в России. Возможно, это связано с тем, что в нашей стране по-прежнему действует система перекрестного субсидирования, при которой промышленные предприятия платят за бытовых абонентов.
    2. Ограничивать рост цены на электроэнергию необходимости нет. Сегодня назрела необходимость сократить инвестпрограммы ряда компаний монопольных секторов электроэнергетики.
    Нужно пересмотреть условия формирования и функционирования рынка мощности, а также принципы заключения договоров на поставку мощности. По договорам ДПН некоторые компаний получили значительные преференции при строительстве новой генерации на долгосрочный период — до 2020 г.  — по тем ценам, которые им удалось обосновать. Это было утверждено на государственном уровне: гарантирующих поставщиков (ГП) обязали приобретать электроэнергию, в стоимость которой включено строительство новых мощностей. Для этих компаний возврат всех средств, потраченных на строительство, при любой стоимости этого строительства гарантирован. При этом уже построенные и функционирующие станции, принадлежащие другим компаниям, оказались вне рынка мощности. Конкуренции нет. Конечным потребителям не нужны такая новая генерация и такой рынок. Одним из вариантов решения проблемы может стать переход на одноставочный тариф и отказ от рынка мощности вообще, как это сделано в ряде других государств.
    3. Спросите у потребителей, нужна ли им новая генерация? Сегодня многие из них хотят иметь свою генерацию, и вся вновь построенная генерация при честной конкуренции, скорее всего, останется невостребованной. При существующих ценах на электроэнергию крупным потребителям выгоднее строить и вводить собственные мощности. Кроме того, немаловажно, что не в полном объеме учитывается потенциал мероприятий по повышению энергоэффективности. По оценкам наших специалистов, стоимость инвестиций в мероприятия по энергоэффективности в среднем в 2—3 раза ниже стоимости строительства 1кВт мощности! В корректировку генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики до 2020 г. заложен максимальный рост электропотребления — 3,1%, запланирован объем вводов 173,4 ГВт и демонтаж устаревшего оборудования 67,7 ГВт. При этом не учтены показатели повышения эффективности: 3% энергоресурсов в год, или 40% до 2020 г., могут быть сэкономлены благодаря мероприятиям по энергоэффективности.
    Виктор Кудрявый заместитель министра энергетики России в 2000—2003 гг., д. т. н.
    Автор последовательно во всех аудиториях, форумах и технических журналах аргументировано отстаивает экономический метод оценки вложений в электроэнергетику, исходя из народно-хозяйственной целесообразности. В рассматриваемой статье еще раз системно разобрана программа развития энергетики для удовлетворения реально ожидаемых показателей роста ВВП. Это, без сомнения, оправданный государственный подход. Реальный рост потребления энергии за последнее десятилетие, как показал автор, составляет лишь 0,3% на 1% роста ВВП. И сегодня нет оснований полагать, что этот показатель будет быстро изменяется. Кроме того, безусловное влияние на снижение электропотреб­ления оказывает процесс внедрения новых энергосберегающих технологий и оборудования. Резервы снижения энергоемкости здесь действительно огромные. Энергетические и топливные затраты основных отраслей экономики России (черная и цветная металлургия, топливно-энергетический комплекс, производство строительных материалов, химическая промышленность и жилищно-коммунальный комплекс) в 1,5—2 раза выше западных аналогов. Мы еще только начинаем внедрять объектовые АСУТП в энергетике и металлургии, когенерацию и высокотемпературные парогазовые установки, современные высокоэффективные теплоизоляционные материалы тепловых сетей и зданий, сухие технологии точного перемешивания компонентов и др.
    Именно темп внедрения комплекса мер по энергосбережению в базовых отраслях экономики будет в перспективе определять возможность снижения цен практически на всю товарную продукцию. Поэтому, думаю, целесообразно учесть реальные соотношения роста ВВП и энергопотребления, предложенные автором. Слишком высока цена ошибки при завышенной заявке, которая на примере реализации Энергетической стратегии до 2020 г. превысит 10,0 трлн руб., или 300 млрд долл.
    Чрезвычайно важно, что проф. Нигматулин предлагает отказаться от одностороннего мнения относительно обеспечения перспективной выработки электроэнергии только за счет строительства новой генерации. Действительно, коэффициент использования установленной мощности наших ТЭС и АЭС имеет значительный потенциал роста, позволяющий получить дополнительную выработку электроэнергии в объеме 200 млрд кВт•ч. В статье обоснованно обращено внимание на важность учета в перспективных планах потенциала пиковых и полупиковых мощностей. Отказ от эффекта топливоиспользования и переход к ценовому рынку привели к тому, что мы перестали учитывать реальную экономичность пиковых и маневренных мощностей, а соответственно и цену регулирования частоты в энергосистеме.
    К примеру, конденсационная выработка на ТЭЦ в отопительный период в Объединенном диспетчерском управлении (ОДУ) Востока производится при удельных расходах топлива 600—700 г у.т./кВт•ч. Разгрузка гидрогенераторов Саяно-Шушенской ГЭС в ОДУ Сибири для использования регулировочной возможности I зоны (до 230 МВт) приводит к повышению удельных расходов воды на 20%. Показатели работы Загорской ГАЭС или однокорпусных режимов энергоблоков ГРЭС в Европейской части страны также свидетельствуют о потерях удельных расходов топлива до 20%.
    Проблема достаточности пиковых мощностей, как и нормативного резерва мощности, не отражена в статье в достаточной мере. Между тем объем резерва прямо влияет на ввод новых мощностей и соответственно на стоимость инвестиционной программы.
    В настоящее время норматив резерва на основной территории России составляет 17%, что почти в два раза меньше западных стандартов. Однако этот норматив выполняется всего в двух объединенных энергосистемах. В ОЭС Востока он даже чрезмерен — 67 %. В ОЭС Сибири до Саяно-Шушенской аварии резерв исчислялся 32%, и совершенно очевидно, что для энергосистемы с крупнейшей электростанцией он оказался необходим.
    Вопрос резерва чрезвычайно важен с точки зрения тарифов для потребителей. Конечно, строительство резервных мощностей требует инвестиций. Но ведь для потребителя нужен не любой резерв, а равноэкономичный. Иначе мы дважды обременяем потребителя: сначала инвестиционными затратами, затем (при существующей у нас модели рынка) ростом тарифа, когда в баланс производства энергии включается дорогая заявка.
    На рынках электроэнергии Японии, Германии заявку от генерации просто не примут, если она выше усредненной цены на 10—12%. Именно умалчивание проблемы равноэкономичного резерва приводит к столь значительным повышениям цен на российском либерализованном рынке.
    Полноценный резерв на уровне 30%, как это принято на Западе, позволяет перейти к круглодичному ремонту оборудования, что положительно скажется на надежности и эффективности. Учет необходимости увеличения резервных мощностей, конечно, приведет к росту стои­мости программы развития от объемов, названных Б. Нигматулиным, на 15—20%. Но и здесь есть существуют варианты типа резервной генерации и места включения агрегатов в инфраструктуру.
    Автор правильно отмечает более высокую стоимость строительства энергомощностей в России относительно западных и особенно китайских аналогов. Задача собственников и топ-менеджеров энергокомпаний — реализовать противозатратный потенциал за счет использования всего набора известных экономических и административных механизмов.
    В целом обеспечение инвестиционного развития электроэнергетики для энергоснабжения российских потребителей на уровне 2020 г. представляется возможным при общей стоимости работ менее 10 трлн руб., что и является основным содержанием статьи Б. Нигматулина.
    Игорь Миронов директор Совета производителей энергии
    1. Некорректно говорить, что цена на электроэнергию в России выше, чем в США и Европе. При сравнении цен в разных странах нужно учитывать такие факторы, как структура топливного баланса вырабатываемой электроэнергии, структура генерирующих мощностей, регуляторный режим, плотность сетевой инфраструктуры.
    Помимо этого, важнейшим фактором роста цен остается рост цен на топливо, в первую очередь на газ, который генераторы покупают по ценам, стремящимся приблизиться к мировому уровню, стоимости строительства новой или модернизации существующей генерации, которая в России выше, чем в мире.
    2. Сегодня цена на мощность с трудом покрывает инвестиционные затраты даже действующей генерации (более 16% мощностей является «вынужденной» генерацией), новые мощности, которые могли бы быть построены вне рамок ДПМ, тем более будут убыточны. И это результат уже введенных ограничений цен. Ужесточение ценового регулирования приведет к еще большим негативным последствиям. Вместе с тем без внешнего вмешательства рынок демонстрирует свою эффективность. Так, в начале 2009 г. при падении производства на 4% рыночная цена электроэнергии снизилась на 20%. Соответственно необходимы не вмешательство, а оптимальная рыночная модель и четкие правила игры, что позволит выстроить прямую взаимосвязь между спросом и ценой на электроэнергию.
    Также важно отметить, что цена реализации тепловой генерации на оптовом рынке составляет около 1,5 руб. с учетом мощности, в то время как потребители получают счет от 5 до 7 руб. Поэтому основной источник снижения цены следует искать за пределами оптового рынка. В счете конечного потребителя генерация занимает 30—40%. Однако, как только заходит речь о мерах по сдерживанию роста цен, все сразу смотрят на генерацию.
    3. Электроэнергетика нуждается в модернизации существующих мощностей. Отсутствие инвестиций в энергетику после распада Советского Союза привело к существенному износу оборудования электростанций и сетей. В 2010 г. срок эксплуатации более 40% электростанций, работающих на горючем топливе, превысил 40 лет, а к 2020 г. таких станций станет 60%. Поэтому прежде всего нужно говорить об обновлении существующих станций. При этом нельзя отказываться от строительства новых мощностей.
    Формирование инвестиционных программ в электроэнергетике происходило исходя из предпосылок стабильно растущего спроса более чем на 5% в год, в условиях стабильной финансовой системы и без необходимого анализа эффективности инвестпроектов. Между тем мировой финансовый кризис вернул, по оценкам АТС, спрос на электроэнергию на уровень 2005 г., и прогноз роста спроса на 2010—2011 гг. составляет около 1—2% в год. Сроки кредитования сократились, при том что стоимость денег стала выше. Справедливости ради стоит отметить, что сейчас ситуация выравнивается.
    Кризис предоставил отечественной экономике возможность пересмотреть инвестпрограммы и отказаться от неэффективных и обременительных для потребителей проектов.
    В какой-то мере при утверждении перечня ДПМ мы этим воспользовались. И безусловно, ввод новых мощностей должен быть сбалансирован с развитием сетевой и транспортной инфраструктуры. Для этого следует определить проекты, требующие первоочередной реализации. Провести анализ возможности замены проектов по вводу проектов новых мощностей, где еще это возможно, проектами по модернизации существующего оборудования, а также разработать и реализовать механизмы оказания государственной поддержки инвестпрограмм. Нужен механизм внесения поправок в инвестиционные проекты, который позволил бы оптимизировать издержки и сроки ввода в эксплуатацию новых объектов. При этом мы должны понимать, что ДПМ уже заключены, генераторы связаны жесткой системой штрафов и в любом случае будут выполнять принятые на себя обязательства по строительству новых мощностей.
    По данным McKinsey, более гибкий подход к формированию топливной корзины новых мощностей, основанный на критериях экономической эффективности, позволит сократить запланированные инвестиции на 50—70 млрд долл. Россия может оптимизировать планируемую топливную корзину, увеличив долю новых газовых электростанций с 40 до 60% и снизив долю ГЭС с 14 до 8%, а АЭС с 17 до 6%. В Сибири необходимо развивать угольную генерацию.
    4. В самом худшем положении сейчас находится тепловая генерация. Собственная валовая выручка тепловой генерации (выручка минус затраты на топливо) выросла за последние три года на 4% (в реальном выражении снизилась на 28%), тогда как аналогичный показатель АЭС вырос на 96%, ГЭС — на 193% (за исключением ГЭС, не входящих в Русгидро, у них выручка не намного больше, чем у тепловой генерации). Объяснить это можно тем, что себестоимость топлива в структуре цены на электроэнергию для тепловых генераторов составляет до 90%, тогда как для ГЭС — 25% и для АЭС — 30%.
    Возможным вариантом для изменения ситуации могло бы стать выравнивание тарифа до приемлемого уровня за счет атомной и гидроэнергетики. Поэтому можно согласиться с автором статьи, который предлагает перевод Росэнергоатома и РусГидро на регулируемые тарифы с обоснованной рентабельностью, что позволит снизить оптовые цены на электроэнергию (мощность), дорожающую из-за ежегодного роста стоимости газа, за счет разбавления более дешевой электроэнергией АЭС и ГЭС.