Анализ энергоэффективности экономики и развития электроэнергетики России

Анализ  энергоэффективности экономики и развития электроэнергетики России

В России функционирует  около 500 крупных  электростанций общего пользования, причем около 400 электростанций принадлежат РАО  «ЕЭС России».

На РАО «ЕЭС России» в 2005 г. приходилось 72% установленной  мощности электростанций и 70% производства электроэнергии. Другой крупной компанией  в электроэнергетике России является ФГУП «Концерн «Росэнергоатом», который управляет 10 атомными электростанциями. Россия является четвертым по величине производителем электроэнергии в мире после США, Китая и Японии. По величине генерирующих мощностей Россия также находится на четвертом месте в мире (рис. 1).

Следует отметить, что большинство стран мира с 1990 г. значительно нарастили генерирующие мощности, в то время как генерирующие мощности электростанций России остались практически неизменными. В соответствии с прогнозом Международного энергетического  агентства, к 2025 году потребление электроэнергии в мире вырастет до 26 трлн кВтч по сравнению с 14,8 трлн кВтч в 2003 году. При этом установленная мощность электростанций вырастет с 3400 ГВт в 2003 году до 5500 ГВт в 2025 году.

В структуре  производства электро-энергии и генерирующих мощностей в России наибольшая доля приходится на тепловые электростанции (рис. 2). На нетрадиционные источники электроэнергии (приливные электростанции, солнечные и ветроэлектростанции) приходится крайне незначительная доля в производстве электроэнергии и генерирующих мощностей (менее 0,1%).

Атомные электростанции в России сосредоточены в энергосистемах Центра, Северо-Запада и Юга, а гидроэлектростанции - Юга, Сибири и Дальнего Востока. Отметим, что потенциал развития гидроэнергетики в России используется не более чем на 20%, а долю атомных электростанций в производстве электроэнергии в соответствии с планами правительства планируется нарастить до 25%.

Основными проблемами в генерирующем секторе электроэнергетики  России являются высокий уровень  износа генерирующих мощностей, низкий КПД тепловых электростанций, чрезмерно  высокая доля газа и непропорционально  низкая доля угля в топливном балансе, низкий уровень капитализации генерирующих компаний России (ОГК, ТГК) по сравнению  с мировыми аналогами, низкая производительность труда, обусловленная наличием избыточного  персонала, а также моральным  и физическим износом оборудования.

В структуре  потребления электроэнергии в России, без учета потерь в сетях общего пользования, более 60% приходится на промышленность и около 10% - на транспорт (рис. 3). Энергоэффективность промышленности и транспорта России по мировым меркам крайне низкая, что обусловлено превалированием в структуре промышленности энергоемких отраслей, отсутствием действенных стимулов к энергосбережению в условиях регулируемых цен на энергоресурсы (газ и электроэнергию), отсутствием государственной поддержки внедрения энергосберегающих технологий, а также высоким уровнем физического и морального износа оборудования в промышленности и подвижном составе железнодорожного транспорта. По мнению экспертов, резервы энергосбережения в российской экономике оцениваются в десятки процентов.

С 2000 г. электроэнергетика  России (в первую очередь ОАО «РАО «ЕЭС России») находится в состоянии  реформирования, в ходе которого осуществляется формирование ряда новых компаний, разделенных по видам деятельности (производство, распределение, оперативно-диспетчерское  управление, сбыт электроэнергии, а  также ремонт и сервисное обслуживание), изменение системы государственного регулирования отрасли, а также  формирование конкурентного рынка  электроэнергии.

В настоящее  время на стадии завершения находится  процесс разделения функций в  электроэнергетике на естественно  монопольные (распределение, оперативно-диспетчерское  управление) и потенциально конкурентные (производство, сбыт электроэнергии, ремонт и сервисное обслуживание) и создания структур, специализирующихся на отдельных видах деятельности. Завершено формирование основных инфра-

структурных организаций, обеспечивающих функционирование рынка  электроэнергии. С 1 ноября 2003 г. в России функционирует сектор свободной  торговли оптового рынка электроэнергии.

С 1 января 2006 г. на оптовом рынке электрической  энергии (мощности) приступили к работе генерирующие компании, которым присвоен статус самостоятельных участников оптового рынка. Федеральной службой по тарифам для новых поставщиков оптового рынка установлены постанционные тарифы на поставку электрической энергии и мощности. Кроме того, ведется работа по подготовке к запуску новой модели оптового рынка, основанной на заключении двусторонних регулируемых договоров. С 15 марта 2006 года уже идут имитационные торги по новой модели оптового рынка. Принципиальное отличие новой модели оптового рынка состоит в том, что обязательства производителей электроэнергии оформляются гражданско-правовыми договорами, в которых цена определена на уровне тарифа, установленного Федеральной службой по тарифам на 2007 г., объем их ежегодно снижается на 5-15% от объемов баланса 2007 г.

Потребитель может  приобрести электроэнергии больше, чем  установлено контрактом, - в этом случае электроэнергия приобретается  на свободном рынке. Правительство  РФ планирует постепенное снижение регулируемой доли рынка электроэнергии и рост свободной. Запуск новой модели оптового рынка произошел 1 августа 2006 года.

К этому же времени  были приняты правила розничного рынка, которые, по мнению правительства  РФ, обеспечат предсказуемость тарифов  для сетевых компаний на основании  нормы доходности и позволят сформировать стимулы к снижению издержек. Таким  образом, либерализация оптового рынка  приведет к формированию розничных  тарифов как суммы составляющих (стоимость электроэнергии на оптовом  рынке + услуги по передаче + инфраструктурные платежи + сбытовая надбавка).

В настоящее  время тарифы на электроэнергию в  России, несмотря на сравнительно быстрый  рост в 2000- 2006 гг., существенно ниже, чем в большинстве стран Европы и США (рис. 4). Однако тарифы в странах  Западной Европы и США в последние  годы в реальном выражении снижаются.

Серьезной проблемой  являются перекрестное субсидирование между промышленностью и населением (тарифы для населения устанавливаются  ниже, тарифы для промышленных предприятий - выше экономически обоснованных) и  межрегиональное перекрестное субсидирование (покупной тариф с оптового рынка  в одном регионе завышен, а  в другом занижен).

По оценкам  ОАО «РАО «ЕЭС России», в 2005 году потери РАО «ЕЭС России» от перекрестного  субсидирования составили более 65 млрд руб., что практически соответствует консолидированной прибыли холдинга РАО «ЕЭС России» до налогообложения - 67,6 млрд руб. В целом по предприятиям электроэнергетики потери от перекрестного субсидирования между промышленностью и населением оцениваются в 92 млрд руб., а от межрегионального перекрестного субсидирования - 14 млрд руб. Суммарные потери предприятий электроэнергетики от перекрестного субсидирования на 26% превосходят сальдированный финансовый результат по виду деятельности «производство и распределение электроэнергии».

Либерализация оптового и розничного рынков электроэнергии должна обеспечить ликвидацию перекрестного  субсидирования и формирование экономически обоснованных тарифов на электроэнергию, которые позволят частным инвесторам и государственным компаниям  получить приемлемую доходность при  реализации проектов строительства  и реконструкции генерирующих мощностей  и электрических сетей высокого и низкого напряжения. Кроме того, рост цен на электроэнергию, который, по мнению аналитиков ИА INFOLine, произойдет в первые годы либерализации, обусловит необходимость внедрения энергосберегающих мероприятий и таким образом будет способствовать повышению энергоэффективности и конкурентоспособности российской экономики.

Важным показателем  эффективности российской электроэнергетики  является капитализация энергетических компаний. По состоянию на 1 мая 2006 года капитализация ОАО «РАО «ЕЭС России»  составила 32,2 млрд долл. (200 долл. за 1 кВт установленной мощности), ОАО «ОГК-5» - 2,4 млрд долл. (280 долл. за 1 кВт установленной мощности), ОАО «ОГК-3» - 2,1 млрд долл. (250 долл. за 1 кВт установленной мощности), ОАО «ТГК-3» (ОАО «Мосэнерго») - 5,2 млрд долл. (500 долл. за 1 кВт установленной мощности).

Капитализация российских энергетических компаний пока существенно ниже среднемировых  показателей (более 600 долл. за 1 кВт  установленной мощности), и одна из целей реформы электроэнергетики - повышение привлекательности энергетических компаний (в первую очередь генерирующих и сбытовых), которое должно обеспечить рост капитализации и, таким образом, расширение спектра инструментов привлечения финансирования для реализации инвестиционных проектов.

1.1. Анализ энергоэффективности экономики России

Анализ электроэнергетики  России и перспектив ее развития не может осуществляться в отрыве от показателей энергоэффективности российской экономики в целом. На рисунке 5 и в таблице 1 представлено соотношение потребления первичной энергии и электроэнергии в России и других странах. 

Оценки несколько  отличаются ввиду различной методологии  сопоставления ВВП, однако соотношение  показателей достаточно стабильно  и подтверждает отставание России по показателю энергоэффективности от других стран. По показателю энергоэффективности экономика России уступает не только развитым странам, но и наиболее динамично развивающимся странам АТР: Китаю и Индии.

Многие эксперты объясняют это климатическим  фактором, однако структура конечного  потребления энергии, не связанного с дальнейшей выработкой других видов  энергии, а также показатели Норвегии, Финляндии и Канады с одной  стороны, Украины и Казахстана - с  другой позволяют сделать вывод, что в большей степени энергоэффективность определяется структурой экономики, а не климатом (рис. 6 и 7). Кроме того, в России в настоящее время не только отсутствует дефицит тепловых мощностей, но и снижается доля времени работы ТЭЦ в теплофикационном режиме.

Таким образом, сохранение низких внутренних цен на энергоносители (в первую очередь  природный газ) в среднесрочной  перспективе (пока не будут предприняты  существенные действия по повышению  энергоэффективности экономики) является необходимой мерой, так как опережающий рост цен на газ приведет к резкому снижению конкурентоспособности целого ряда отраслей российской экономики, характеризующихся низкой энергоэффективностью (в первую очередь это относится к энергоемким отраслям промышленности и ЖКХ).

В последние  годы структурная перестройка экономики  России - рост доли отраслей промышленности с низким энергопотреблением (ТЭК, пищевая  промышленность) и сферы услуг, а  также модернизация произ-водства в энергоемких отраслях промышленности (черная металлургия, химическая промышленность) - обеспечивают повышение энергоэффективности экономики на 2-3% в год. Однако этого недостаточно для преодоления проблемы избыточного энергопотребления, что приводит к увеличению разрыва между большинством развитых стран, активно внедряющих энергосберегающие технологии, и Россией.

Анализ динамики и структуры потребления первичной  энергии в России по видам топлива и основные макро-экономические показатели в 2002- 2005 гг. показывают, что коэффициент эластичности ВВП по потреблению первичной энергии колебался в диапазоне 0,22-0,27 (табл. 2). Отметим, что 2003 и 2004 гг. были очень удачными для российской экономики по динамике основных макроэкономических показателей, а уже в 2005 и 2006 гг. темп роста ВВП снизился до 6,4% и 6,1% (прогноз МЭРТ) соответственно, а объем промышленного производства - до 4,0% и 4,4% (прогноз МЭРТ) соответственно. При этом потребление электроэнергии в 2005 г. выросло на 1,6% (с учетом того, что 2004 г. был високосным, - на 1,9%), а на 2006 г. Минпромэнерго прогнозирует рост в 2%. Поэтому если рассматривать 2005 - 2006 гг., коэффициент эластичности ВВП и промышленного производства по потреблению электроэнергии составляет уже 0,3-0,45%.

Текущий уровень  эластичности ВВП и промышленного  производства по потреблению первичной  энергии позволяет сделать вывод, что экономический рост в России потребует значительных инвестиций в сферы добычи нефти, газа и угля, а также производства электроэнергии. При этом не учитываются масштабные планы наращивания экспорта нефти (нефтепровод ВСТО и Харьяга-Индига), газа (СЕГ и проект строительства газопровода в Китай) и электроэнергии (энергомост между Ленинградской областью и Финляндией и планы по экспорту энергии дальневосточных ГЭС в Китай).

В таблице 3 представлены сценарии потребности в первичной  энергии по видам топлива и  электроэнергии в зависимости от показателя эластичности потребления  энергии по ВВП. Наиболее оптимистичный  сценарий (к. э. = 0,2 и прирост ВВП - 6%) предполагает, что для обеспечения  экономического роста России потребуется при сохранении существующих объемов экспорта углеводородов нарастить добычу нефти почти на 80 млн тонн в год или газа на 100 млрд куб. м в год. Кроме того, почти на 13% вырастет потребление электроэнергии, что потребует, по оценкам ИА INFOLine, без учета замещения выбывающих изношенных мощностей, строительства дополнительно не менее 25 ГВт генерирующих мощностей (почти 8% генерирующих мощностей России на конец 2005 г.). Расчеты для сценария (к. э. = 0,3 и прирост ВВП - 6%) совпадают с верхней границей оценки, приведенной в проекте долгосрочного прогноза роста российской экономики, разработанного МЭРТ, в соответствии с которым производство электроэнергии в России возрастет к 2015 году до 1111-1158 млрд кВтч.

1.2. Макроэкономические  показатели электроэнергетики  России 

В структуре  потребления электроэнергии в России более 50% приходится на промышленность, причем это соотношение не изменяется со второй половины XX века. При этом более 60% прироста спроса на электроэнергию в 2000-2005 гг. приходится на промышленность и транспортный комплекс (рис. 8). В  промышленности высокие показатели потребления электроэнергии обусловлены особенностями ее структуры, в которой превалируют энергоемкие производства: черная и цветная металлургия, химическая и целлюлозно-бумажная промышленность, а также низкой энергоэффективностью и высоким уровнем износа основных фондов. Значительное потребление электроэнергии в транспортном комплексе обусловлено огромной площадью территории России и низкими эксплуатационными характеристиками подвижного состава железнодорожного транспорта.