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
| Прогноз | 2005 | 2010 | 2015 |
| ЭНИН* | 1.5 | 2.4 | 3.0 |
| ИНЭИ** | 2.45 | 3.4 | - |
| ИНЭИ*** | 2.7 | 3.03 | - |
* 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
| Годы | Экспорт,всего,млрд. кВт часов | СНГ | Балтия | Европа | Азия |
| 2001 | 20,66 | 16,14 | -0,55 | 4,65 | 0,42 |
| 2002 | 18,81 | 13,55 | -0,52 | 5,01 | 0,77 |
Структурная схема межгосударственных связей 220 кВ и выше ЕЭС России с энергосистемами зарубежных стран (2003 г.) представлена в приложении 2
5.Проблемы ресурсной обеспеченности электроэнергетики в России
В настоящее время сложилась парадоксальная ситуация, когда в условиях спада производства наращивается его энергоемкость. По различным оценкам потенциал энергосбережения в России составляет от 400 до 600 млн. тонн условного топлива. А ведь, что составляет более трети всех потребляемых сегодня энергоресурсов. Эти резервы распределяются по всем этапам от производства, транспортировки, хранения до потребителя. Баланс энергоресурсов за 2002 год представлен в приложении 6. Так, суммарные потери ТЭК составляют 150-170 млн. тонн условного топлива. Очень велико потребление нефтепродуктов низкой перегонки в качестве топлива на электростанциях. При имеющем место дефиците моторного топлива такая политика крайне неоправданна. Принимая во внимание значительную разницу цен между мазутом и моторным топливом в качестве топлива для котлов теплостанций гораздо эффективнее использовать газ или уголь, однако при использовании последнего большое значение приобретают экологические факторы. Очевидно,что эти направления должны развиваться в равной степени, так как экономическая конъюнктура может существенно меняться даже в энергетике и однобокое развитие отрасли никак не может способствовать ее процветанию. Газ гораздо эффективнее использовать в качестве химического топлива (сейчас газа сжигается 50% от всего призводимого в стране), чем сжигать его на ТЭЦ.