Программа модернизации

Нуждается в совершенствовании политика в области электроэнергетики.

Энергостратегия-2009 в части электроэнергетики – абсурдна. Темп роста потребления электроэнергии завышен минимум в два-три раза. Соответственно завышена и инвестиционная программа электроэнергетики. Каждый необоснованный процент роста потребления электроэнергии за 10 лет потребует дополнительных инвестиций в новое строительство в размере 200 млрд. руб. Принятую инвестпрограмму невозможно реализовать, т.к. имеющиеся финансовые, проектные и строительно-монтажные ресурсы достаточны для выполнения только половины задуманного. Низкая квалификация топ-менеджеров госкомпаний может обеспечить реализацию всего 35- 40% проектов. Строительство новых АЭС существенно дороже строительства ТЭС и неэффективно. Поэтому политическое решение об увеличении доли атомной энергетики с 16 до 25% до 2030 г. не имеет обоснования. Для сохранения доли АЭС в производстве электроэнергии внутри страны и обеспечения референтности новых проектов АЭС, которые Росатом предлагает строить за рубежом, необходимо построить не более 10-12 ГВт мощностей АЭС до 2030 г. При этом дополнительные затраты сверх равновесной цены АЭС должны покрываться за счет государственного бюджета, а не за счет участников рынка – тепловой генерации и потребителей. Для реализации программы договоров на поставку мощности (ДПМ) стоимостью 1,8 трлн руб. (28 ГВт до 2018 г.) частные генерирующие компании согласовали с Минэкономразвития получение долгосрочного кредита в Сбербанке, ВТБ и др. из расчета 15% годовых. И это при высокой надежности заемщиков, инвестиционного характера кредита и прогнозируемой годовой инфляции не более 6-7%. Снижение процентной ставки кредита до уровня инфляции уменьшит нагрузку на стоимость электроэнергии не менее чем на 30 млрд руб. в год. К тому же, где же собственные средства генерирующих компаний, которые были предусмотрены как инвестиции (около 500 млрд руб., а по заявлениям А. Чубайса в 2008 г. – 800-1000 млрд руб.)? В европейской части и Урале в большинстве случаев нагрузка регулируется за счет работы энергоблоков ТЭС. При работе в пиковом и полупиковом режиме на многих энергоблоках удельный расход топлива возрастает до 25%. Если заданный режим работы не соответствует требованиям производителя оборудования, снижается надежность работы энергоблоков. Однако в программе строительство пиковых энергоблоков не предусмотрено. Потери в сетях составляют 14% при норме не более 8%. При потреблении 1 трлн. КВт∙ч на сверхнормативные потери расходуется 30 млрд. КВт∙ч. Сетевым компаниям необходимо разработать программу по снижению потерь, связав ее с объемом инвестиций. Следует иметь в виду, что в энергосети инвестируются огромные средства: в 2010 г. объем финансирования ФСК и МРСК составлял соответственно 200 и 150 млрд руб. Контроль исполнения инвестпрограмм Минэнерго России осуществляет из рук вон плохо. Сбыт Во всем мире энергосбытовые компании работают за надбавку в 2-5%. У российских сбытовых компаний, кроме этой надбавки, есть еще существенный маржинальный доход от перепродажи электроэнергии и мощности. От 70 млрд. до 90 млрд. руб. в год сбытовые компании получают за счет манипуляций с продажей мощности потребителям в часы несовмещенных пиковых нагрузок. От 7 млрд. до 10 млрд. руб. оседает в сбытовых компаниях за счет снижения платы за мощность при неплановой остановке генерирующего оборудования. Эти средства во многих случаях не транслируются потребителем. Количество сбытовых компаний и гарантирующих поставщиков превысило все мыслимые значения – около 5000 предприятий. Полностью потерян контроль регионов за их деятельностью. Действительно необходимы не более 500 компаний, в противном случае губернаторы, ответственные за ограничение цен на электроэнергию, не будут иметь рычагов за их контролем. Во всем мире электроемкое производство (цветные металлы, черные металлургия и др.) обычно расположены вблизи ГЭС, являющихся производителями дешевой электроэнергии. В России это регионы Центральной Сибири (Иркутская, Красноярская, Кемеровская области), где находятся ГЭС общей мощностью 25 ГВт. От них до тихоокеанских портов 3-3,5 тыс. км, до черноморских и балтийских 4,5 тыс. км. Для сравнения, в Китае от ГЭС мощностью около 120 ГВт до тихоокеанских портов всего 0,8-1 тыс. км. Поэтому на вопрос: «Кто будет контролировать уровень цен и объем производства товаров с большой долей стоимости электроэнергии в них?», ответ однозначный – Китай. И даже сверхвыгодные налоговые условия, толлинговые схемы ситуации не изменят. Отсюда следует, что строительство ГЭС в этих регионах с развитием электроемкого производства будет тем более неконкурентоспособно по сравнению с Китаем. Выводы и рекомендации по совершенствованию электроэнергетики 1. Реформа электроэнергетики не привела к достижению ожидаемых результатов ни по одному из основных параметров. В отношении надежности энергоснабжения и безопасности функционирования энергосистемы мы оказались свидетелями череды крупных аварий, происшедших в последнее десятилетие. Не обеспечена доступность подключения мощности. Цена электроэнергии для промышленных потребителей и населения России по сравнению с США, ЕС и другими развитыми странами оказалась выше в 1,5-5 раз для промышленных потребителей и до 2 раз для населения. 2. Сравнение стоимости электроэнергии и газа для внутреннего потребления в России и в других странах должно проводиться не по курсу доллара (евро) ЦБ, а по ППС доллара к ВВП, например: в 2010 г. вместо 30,5 руб./дол. по курсу Центробанка необходимо использовать значение ППС доллара, равное 16 руб. 3. В России темп изменения ВВП и темп внутреннего потребления электроэнергии и газа тесно связаны. В период роста ВВП (1999-2008гг.) на 1% роста ВВП приходилось 0,3% роста потребления электроэнергии и газа. 4. В России в целом нет дефицита электроэнергии. На душу населения производится на 10% больше электроэнергии, чем в «старых» странах ЕС и на 35% больше чем в «новых». 5. Завышение планов строительства новых генерирующих мощностей влечет за собой необоснованный рост тарифов на электроэнергию. В Энергостратегии-2009 планы нового строительства в два раза превышают потребности. 6. В качестве первоочередных мер, способных сбалансировать тарифы на электроэнергию, можно назвать следующие: - 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 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 эксплуатациистарых ТЭС мощностью 15 ГВт, построенных до 1960г. - перевод Росэнергоатом и РусГидро на регулируемые тарифы с обоснованной рентабельностью; - создание вместо 22 генерирующих компаний максимум 7-8, по числу Федеральных округов; - резкое сокращение количества сбытовых компаний и гарантирующих поставщиков с 5000 до 500. Обеспечениеконтроля 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 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. 7. Усиление контроля за издержками на всех этапах строительства и эксплуатации объектов электроэнергетики. Подробнее см. в рубрике "Наши труды" "Модернизация России: проблемы и пути их решения" (подраздел 8.4)