Спрос и предложение на рынке электроэнергетики в России

В результате проведенной в начале 1990-х годов приватизации (акционирования) были созданы РАО «ЕЭС России» и АО-энерго, представляющие собой естественные монополии, подлежащие регулированию со стороны государства. Им фактически безвозмездно были переданы основные фонды, вследствие чего они не должны выплачивать долги за сделанные ранее капитальные вложения. Это обстоятельство позволяет поддерживать в стране очень низкие (по сравнению со странами Запада) цены на электроэнергию. Таковыми они могут поддерживаться и в будущем, если сохранить вертикально интегрированные АО-энерго и регулирование цен на оптовом рынке с самофинансированием нового строительства (включением в тарифы инвестиционной составляющей).

Для потребителей электроэнергии (населения и всех отраслей экономики) желательны низкие ее цены. В частности, на Западе основной целью перехода к рынку стал многими восприниматься как самоцель. Самой же электроэнергетической отрасли, естественно, выгодны как можно более высокие цены. Поэтому при реформировании электроэнергетики должны быть обеспеченны как устойчивое ее развитие, так и интересы экономики и социальной сферы.

В настоящее время уровень тарифов на электроэнергию в России очень низок. Как правило, он не обеспечивает даже простого воспроизводства (обновления) генерирующих мощностей. Для нормального функционирования электроэнергии требуется повышение тарифов, причем при переходе на самофинансирование это повышение должно быть очень значительным (в 2-3 раза). При переходе же к конкурентному рынку произойдет еще большее повышение цен (в 4-5 раз) по сравнению с существующим сейчас уровнем).

Расчеты необходимых вводов и модернизации генерирующих мощностей и сетевого строительства на предстоящие 2-3 пятилетки и соответствующих им капиталовложений проводились рядом организаций: Энергосетьпроектом (при разработке «Схемы развития ЕЭС до 2010г.»), ЭНИН им. Г.М. Кржижановского, ИНЭИ РАН, ИНП РАН.

Результаты этих расчетов, как и прогнозы электропотребления, несколько различаются, но в целом не противоречат друг другу.

Из таблицы видно, что она увеличивается вследствие роста необходимых капиталовложений, но остается не очень большой – менее 0,5 цент/ кВт *ч до 2005 г. И чуть больше 1 цент/кВт * ч к 2015г.

В таблице 4.1 приведены прогнозы стоимости производства электроэнергии (по данным ЭНИН) и цен оптового рынка (по данным ИНЭИ) для европейской секции ЕЭС. Как уже отмечалось, нас интересуют цены на оптовом рынке, причем желательно для европейской части страны, где рынок предполагается ввести в первую очередь.

Таблица 4.1 Прогноз цен на оптовом рынке электроэнергии в Европейской секции ЕЭС цент/кВт*ч

* Для базового варианта при продлении на 10 лет срока службы АЭС и ТЭК суммарной мощностью 50 ГВт.

** Для регулируемого рынка с самофинансированием отрасли.

*** Для конкурентного рынка.

Стоимость производства электроэнергии (в прогнозе ЭНИН), естественно, ниже, чем цены на оптовом рынке, однако она определена с учетом необходимых инвестиций и характеризует общее повышение тарифов при самофинансировании. Цены при конкурентном рынке (в прогнозе ИНЭИ) несколько возрастут по сравнению с регулируемым рынком в 2005г., но затем становятся меньше.

Анализ данных показывает, что рост цен на электроэнергию в предстоящем периоде неизбежен даже при самофинансировании вследствие увеличения необходимых капиталовложений, а также роста заработной платы и цен на топливо.

Рост цен электроэнергии и его последствия.

Главное изменение в условиях финансирования новых электростанций при переходе к дерегулированному конкурентному рынку состоит в значительном повышении уровня цен, необходимого для привлечения инвестиций в новые электростанции, и в сугубо рыночном механизме реализации такого повышения.

Повышение цен (по сравнению с самофинансируемой монополией) вызвано несколькими причинами:

1. Распределением капиталовложений на выработку только одной новой электростанции (за установленный инвестором срок возврата).

2. Стремление инвестора вернуть капитал с процентом, причём из-за повышенного финансового риска процент в условиях рынка будет больше, чем при монополии, финансируемой за счёт кредитов.

3. Стремление инвестора вернуть капитал за срок, значительно меньший срока службы электростанции.

В условиях конкурентного рынка потенциальный инвестор предварительно оценивает финансовую эффективность новой электростанции. Уровень цен, при котором он сочтёт строительство электростанции для себя эффективным, может быть определён как решение обратной задачи: найти цену, при которой капиталовложения окупятся за заданный срок при заданном проценте на капитал. Это цена будет зависеть также от технико-экономических показателей электростанции, цены топлива, налогов и других факторов.

Если имеющийся уровень цен ниже цены, выгодной для инвестиций, то инвестор не будет вкладывать капитал в рассматриваемую электростанцию, и она не будет строиться.

Что такое мировой уровень тарифов?

В 2002 г. РАО «ЕЭС России » продавало электроэнергию в Финляндию по цене ниже, чем для промышленных потребителей в Карелии. Сейчас цена на электроэнергию на ФОРЭМ (от РАО) составляет около 10 долларов за 1000кВт*ч. АО-Энерго в регионах перепродают эту энергию в 2- 2.5 раза дороже. Приведённые к одноставочным тарифы для промышленных предприятий в регионах превысили 50коп/(кВт*ч) и с учётом НДС цена за электроэнергию стала уже больше 20 долларов за 1000 кВт*ч. То есть, чтобы достичь уровня тарифов в США для крупных промышленных, надо наши тарифы увеличить в 2-2.5 раза.

Если цены повышать равномерно в течение 19 лет, то процент повышения составит к 2020 г. 5,3 % в год, а в относительных процентах будет только 3,6 % повышения в год! (Если цену для промышленности принять не 4 а 6 центов/(кВт*ч), как в развитых странах Европы, то это не изменит вывода). Процент повышения цен в РАО меньше, так как тариф на газ значительно больше «Отстаёт» от мировых цен, чем цена на электроэнергию. Если процент повышения цен для населения будет 8%, а «допустимый» процент для РАО составит 3,6%, то для промышленности значительно меньшей степени (меньше, чем 3,6%!) для того, чтобы постепенно поставить на основание перевёрнутую «пирамиду» тарифов. Как всем известно, промышленное предприятие получает энергию по более высокому тарифу, чем население, а во всём мире (как было и в СССР) – наоборот. Тарифы на электроэнергию для населения в ряде регионов европейской части России в 2002 году сравнились с тарифами для промышленных предприятий. А с учётом реальных издержек (по опыту СССР и зарубежных стран) они должны быть в 2-3 раза выше, чем для промышленных предприятий. Таким образом, если ограничиться уровнем 8% повышения тарифов в год для населения, то для промышленных предприятий, снабжающихся на высоком напряжении (110кВ), можно тариф не повышать, для других предприятий (35кВ, 10кВ) можно повышать его в меньшей мере, чем для населения. В настоящее время, имеющееся законодательное поле России даёт возможность предприятиям проводить собственную тарифную и договорную политику с региональными энергетическими комиссиями (РЭК) и АО-Энерго. Тарифной политикой предприятия можно считать:

1. Использование выгодного тарифа из имеющегося тарифного меню.

2. Предложение поправок к тарифам и проектов новых тарифов.

3. Выход на оптовый рынок электроэнергии и мощности.

Повышение эффективности функционирования электроэнергетики, резкий рост инвестиций в нее, выбор стратегически правильных решений по ее развитию, механизмов и структуры управления имеют сегодня ключевое значение для будущего не только электроэнергетики, но и всей экономики страны в целом.

На территории России построено три участка линий электропередачи напряжением 1150кВ Итат — Барнаул, Барнаул — Экибастуз и Кустанай — Челябинск, которые является частью электропередачи 1150кВ, связывающей ОЭС Сибири с европейской частью России через территорию Казахстана. До 2005 г. планируется перевод на проектное напряжение 1150кВ участка

Барнаул — Итат. На напряжении 750 кВ осуществляется выдача мощности атомных электростанций: Ленинградской в ОЭС Северо-запада, Калининской, Смоленской, Курской в ОЭС Центра и сформирована межсистемная связь между ОЭС Северо-запада и ОЭС Центра.

Электрическая сеть 500 кВ ЕЭС России является сложнозамкнутой. На напряжении 500 кВ осуществляется выдача мощности крупнейших ГРЭС: Костромской, Конаковской, Рязанской, Каширской, Рефтинской, Пермской, Сургутских, Березовской, Балаковской АЭС, Чебоксарской, Волжской, Саратовской, Нижнекамской, Саяно-Шушенской, Красноярской, Братской, Усть-Илимской ГЭС, сформирован межсистемный транзит Урал — Средняя Волга — Центр. Межсистемные связи в ОЭС России сформированы, в основном, на напряжении 220 - 330 - 500 - 750 кВ. В настоящее время ЕЭС России связана с энергосистемами стран СНГ —Украины, Беларуси, Грузии, Азербайджана, Казахстана; балтийских стран — Эстонии, Латвии, Литвы; европейских стран, входящих в объединение

МО КО ЕЕ, — Финляндии, Норвегии и на востоке с энергосистемой Монголии и двумя приграничными районами в Китае

Пропускные способности существующих связей ЕЭС России с энергосистемами СНГ составляют суммарно 8000 - 9000 МВт, с ОЭС Балтии — 1000 МВт, с Финляндией — 1065 МВт (по мощности ПС).Экспорт электроэнергии из России в последние годы составляет около 20 млрд. кВт • ч в год, из которых 75% поставляется в страны СНГ и Балтии, что показано в таблице 4.2.

Таблица 4.2 Экспорт электроэнергии из России в последние годы

Структурная схема межгосударственных связей 220 кВ и выше ЕЭС России с энергосистемами зарубежных стран (2003 г.) представлена в приложении 2