ТАРИФНАЯ ПОЛИТИКА В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ И ЕЕ ВЛИЯНИЕ НА ЭКОНОМИКУ Заместитель Генерального директора по науке ОАО «Институт микроэкономики», Д.э.н. проф. А.И. Кузовкин Москва, НТС ЕЭС 18 апреля 2013г.

2 Влияние цены на электроэнергию на темпы роста ВВП На основе эконометрических расчетов (Институт народнохозяйственного прогнозирования РАН, Экономическая экспертная группа и др.) показано, что рост реальной (сверх инфляции) цены электроэнергии на 1% ведет к снижению ВВП на 0,06-0,2%. Эксперты Всемирного банка также утверждают, что сдерживание роста тарифов на электроэнергию и цен на газ в гг. обеспечило рост ВВП и выход из экономического кризиса 1998 г. В условиях экономического кризиса гг. также целесообразно было бы сдерживание этих цен. Однако, на 2009 г. правительство утвердило рост цен на электроэнергию на 20% и цен на газ для промышленности на 16% при ожидаемой инфляции 13%. При этом рост реальных цен на электроэнергию составил 7%, а на газ – 3%, что вызвано было необходимостью роста инвестиций в электроэнергетику и газовую промышленность. По оценкам российских экспертов суммарная стоимость потребления ТЭР не должна превышать 12-13% от ВВП. В противном случае будет снижение темпов роста ВВП. По нашим оценкам в 2011 г. стоимость потребления ТЭР превысила 13% от ВВП.

3 Влияние цен на электроэнергию на динамику инфляции Рост реальной цены на электроэнергию на 1% приводит, по оценкам экспертов, к росту инфляции от 0,05 до 0,1%. По оценке Минфина РФ в 2007 г. прогнозируемый рост цены на электроэнергию на 10% и цены на газ на 15% при инфляции 7,5% приведет к росту инфляции на 0,5% дополнительно.

4 Рост цен на электроэнергию и индексов потребительских цен (ИПЦ) в гг. (данные Минэкономразвития РФ) Годы ИПЦ РФ в среднем за год в % к предыдущему году ИПЦ в % к 2006г. Рост цен (регули- руемых тарифов и рыночных цен) для всех категорий потреби- телей в среднем за год в % к предыду- щему году Рост цен на электро- энергию в % к 2006г. Отношение роста цен на электро- энергию к ИПЦ, разы ,7 1, ,1124,4119,5132,31, ,7138,9119,3157,81, ,9148,5117,8185,91, , ,52111,31 Рост цен на электроэнергию в 2007 – 2011гг. опережал рост потребительских цен в 1,31 раза.

5 Прогноз Минэкономразвития РФ цен на электроэнергию до 2015г цена на электроэнергию для всех категорий потребителей (цент США за КвтЧ), в среднем за год 7,88,3-8,49-9,29,6-1010,2-10,9 цена на электроэнергию для всех категорий потребителей, исключая население (цент США за КвтЧ), в среднем за год 8,18,79,3-9,710-10,610,8-11,4 цена (тариф) на электроэнергию для населения (цент за КвтЧ), в среднем за год 6,16,36,8-6,97,4-7,58-8,3 Соотношение цен (тарифов) на электроэнергию для населения и цен для всех кат. потребителей, кроме населения (в разах) 0,750,730,71-0,730,71-0,740,73-0,75

6 Электроемкость ВВП Показатели 2006г.2011г. (в ценах 2006г.) 2011г./2006г. (разы) 1 ВВП, млрд.руб ,38 2 Электропотребление, млрд.кВт-ч ,06 3 Электроемкость ВВП кВт-ч/тыс.руб. 4030,70,77

7 Динамика ВВП на единицу стоимости электропотребления Показатели2006г.2011г.2011г./2006г. (разы) 1 ВВП, млрд.руб ,2 2 Стоимость электропотребления, млрд.руб ВВП на 1 руб. электропотребления, руб. 30,7522,70,73

8 Ликвидация перекрестного субсидирования населения промышленностью в ценах на электроэнергию 1.Субсидирование промышленностью населения в тарифах на электроэнергию в 2011 г. превысило 200 млрд. руб., что приводит к росту тарифа для промышленности на 16%. Это снижает конкурентоспособность промышленности в условиях вступления России в ВТО. 2. Цены на электроэнергию для промышленных потребителей Страна цена, /кWh США 0,049 Россия 0,056 Украина 0,057 Германия 0,09 3. Субсидирование электропотребления малоимущего населения в пределах норматива электропотребления (социальной нормы) должно обеспечиваться из бюджета, а не промышленностью.

9 Стимулирующие энергосбережение дифференцированные по объемам энергопотребления ступенчатые тарифы на электроэнергию 1.Для населения соответствующая методика была утверждена ФЭК России в 1997г. и применялась в ряде регионов России. Льготный тариф был установлен в пределах норматива электропотребления с учетом наличия газовых, огневых плит и электроплит, а также состава семьи. 2. За сверхнормативное электропотребление – предлагается тариф, равный экономически обоснованным затратам на электроэнергию на низком напряжении.

10 Расчет дифференцированного по трем зонам суток тарифа на основе двухставочного тарифа на электроэнергию: 1. По методике ФСТ Плата за заявленную мощность распределяется равномерно по всем зонам суток графика нагрузки. В результате плата в пиковой зоне только в 1,5 раза выше, чем в полупиковой. 2. Оптимальные дифференцированные тарифы на основе двухставочного тарифа Плата за заявленную мощность учитывается только в пиковой зоне. В других зонах тариф равен переменным (топливным) затратам замыкающих зон электростанций. Электроэнергия в разных временных зонах является разными товарами (услугами) с разными ценами.

11 Поставщики и покупатели 1.В настоящее время рынок электроэнергии это в основном рынок поставщика. Двухсторонние договора потребителей и поставщиков составляют малую долю в электропотреблении. 2. Необходимо рассмотреть предложения ИСЭ СО РАН о переходе к модели «Единственного покупателя» электроэнергии.

12 Роль ТЭЦ на рынке электроэнергии и тепла Перекрестное субсидирование между теплом и электроэнергией ТЭЦ приводит к тому, что потребителям выгодно строить собственные котельные. Хотя комбинированное производство электроэнергии и тепла на ТЭЦ эффективнее, чем раздельное производство электроэнергии на КЭС и тепла на котельных. Целесообразно исключить ТЭЦ из ценообразования оптового рынка электроэнергии. ТЭЦ не покрывают свои постоянные затраты на электроэнергию на ОРЭМ, так как плата за мощность определяется по газовым КЭС.

13 Необходимо изменить модель инвестиционного процесса в сетевом комплексе По оценкам экспертов сетевая составляющая в конечной цене электроэнергии достигает 47% (для сравнения этот показатель в мире на уровне 20%). В результате потребители строят собственные электростанции. Создание единой управляющей компании «Российские электрические сети» - шаг к снижению стоимости передачи электроэнергии.

14 Вертикальная интеграция на рынках электроэнергии В работе немецких экономистов Х.Гровича и Т.Вейна показано, что вертикально- ориентированные сетевые компании-монополисты (в том числе крупные корпорации, включающие генерацию, сети и сбыт) обеспечивают более высокий объем поставок электроэнергии и более низкую плату за доступ к сети для конечных потребителей, чем вертикально-разделенные (по уровням напряжения) компании-монополисты. Интегрированные компании назначают более низкую плату за доступ к сети за счет экономии трансакционных издержек и предотвращения двойной маржинализации цен.

15 Выводы и предложения 1.Главной целью дальнейшей реформы должно быть снижение темпов роста тарифов на электроэнергию до уровня инфляции для потребителей. В результате проведенной реформы электроэнергетики тарифы на электроэнергию для всех потребителей России в 2007 – 2011 гг. опережали инфляцию на 31 %. Тарифы на электроэнергию для промышленности России в 2011 г. на 15 % выше, чем в США даже по валютному курсу рубля, и в 2 раза выше по паритету покупательной способности (ППС) рубля расчеты тарифов по которому приводятся Международным энергетическим агентством (МЭА) для многих стран. По ППС тарифы на электроэнергию для промышленности России вышли на уровень стран Западной Европы. Это снижает конкурентоспособность промышленности в условиях вступления в ВТО. 2.На основе эконометрических расчетов ряда институтов и организаций России показано, что рост реальной (сверх инфляции) цены электроэнергии на 1 % ведет к снижению ВВП на 0,06 – 0,2 %. В тоже время в условиях дефицита энергомощностей оптимальный тариф на электроэнергию равен удельному ущербу от недоотпуска электроэнергии экономике страны (группы замыкающих отраслей –потребителей электроэнергии). Оптимальный тариф в условиях дефицита электроэнергии выше действующего тарифа в несколько раз. При этом снижение ВВП будет еще больше, чем при росте тарифа в условиях отсутствия дефицита электроэнергии.

16 3.Рост реальной цены на электроэнергию на 1 % приводит по оценкам экспертов к росту инфляции от 0,05 до 0,1 %. Такого порядка оценки получил и Минфин РФ в 2007 г. 4.В процессе реформирования был создан конкурентный оптовый рынок электроэнергии – ОРЭМ, на который выведены все электростанции мощностью свыше 25 МВт., в том числе все ТЭЦ. Хотя ТЭЦ по определению должны работать в теплофикационном режиме одновременно только на региональных рынках электроэнергии и тепла. Лишь избыток конденсационной выработки электроэнергии может продаваться на ОРЭМ. Обязательное участие ТЭЦ на ОРЭМ приводит к тому, что тариф на электроэнергию ТЭЦ определяется по маржинальному тарифу ОРЭМ, равному топливным затратам замыкающих КЭС. Но плата за мощность на ОРЭМ определяется также по КЭС. Однако, капиталоемкость ТЭЦ значительно больше, чем КЭС. В результате ТЭЦ не окупает полные затраты и вынуждена переносить убытки на тепло, которое становится дороже, чем тепло от новых котельных потребителей. При этом падает спрос на тепло ТЭЦ и они становятся убыточными. Передав ТЭЦ с ОРЭМ на региональный рынок можно, за счет экономии затрат при уходе с ОРЭМ, снизить тариф на электроэнергию ТЭЦ для потребителя (не нужно платить за передачу по сетям ФСК и системные услуги) и обеспечить безубыточность ТЭЦ, не завышая тарифа на тепло по сравнению с котельными потребителей.

17 5.Ввести государственное регулирование тарифов на электроэнергию производимую АЭС и ГЭС. Такие предложения даны Б. Нигматуллиным и Г. Кутовым. Тогда средневзвешенная цена на электроэнергию с ОРЭМ определяемая по маржинальной цене КЭС и регулируемым ценам АЭС и ГЭС снизится. 6.Необходимо остановить рост тарифов на передачу электроэнергии. Доля стоимости передачи в тарифе для потребителя выросла с 25% в начале 2000-х годов до 38% в 2011 г. В работе немецких экономистов Х.Гровича и Т. Вейна показано, что вертикально-ориентированные сетевые компании-монополисты (в том числе крупные корпорации, включающие генерацию, сети и сбыт) обеспечивают более высокий объем поставок электроэнергии и более низкую плату за доступ к сети для конечных потребителей, чем вертикально-разделенные (по уровням напряжения) компании-монополисты. Интегрированные компании назначают более низкую плату за доступ к сети за счет экономии трансакционных издержек и предотвращения двойной маржинализации цен (максимизации прибыли компании ВН и последующей максимизации прибыли компаниями СН и НН, при заданной стратегии компании ВН). Поэтому целесообразно проработать вопрос о создании вертикально-ориентированной сетевой компании-монополиста в России. Создание единой управляющей инвестиционной компании «Российские электрические сети» в конце 2012 г., объединяющей ФСК и МРСК – шаг к снижению стоимости передачи электроэнергии.

18 7.Предложение главы Наблюдательного совета НП «Совет рынка» Юрия Удальцова (см. Коммерсант, г,) поменять принцип оплаты резерва мощности с потребителей на генераторов (17% всей мощности, оплачиваемой рынком) необоснованно. Предлагается владельцам АЭС и ГЭС постоянно покупать дополнительную мощность у ТЭС. В результате платы за резерв мощности для потребителя только возрастет, ибо АЭС и ГЭС будут покупать резерв у ТЭС на балансирующем рынке мощности, где торгуются объемы, не охваченные договорами и где цена мощности равна цене самой дорогой генерации ТЭС с постоянными и переменными (топливными) затратами. Как правило, такая цена резерва мощности будет выше, чем резерв АЭС и ГЭС. Но АЭС и ГЭС переложат эти затраты на потребителя. В результате потребитель будет платить больше, чем сейчас. 8.Необходимо поддержать предложения ИСЭ им. Л.А.Мелентьева СО РАН о переходе на модель «Единственный покупатель». Эта модель реализована в электроэнергетике Китая. Республике Корея, Бразилии. В Казахстане (2013 г.) и других странах. Необходимо провести соответствующие расчеты по переходу на эту модель.

19 9. Заместитель министра энергетики М. Курбатов предлагает сделать выбор не в пользу продления договора о предоставлении мощности (ДПМ), а в пользу заключения прямых договоров между поставщиком и потребителем. Так как при ДПМ существует риск строительства ненужных мощностей и роста цен. Однако заключение прямых договоров возможно лишь для небольшой группы крупных потребителей. Поэтому необходимо сочетание прямых договоров и ДПМ, чтобы гарантировать реализацию намеченных планов по строительству и модернизации мощностей. Чтобы минимизировать риск ввода ненужных мощностей, необходима разработка моделей прогнозирования спроса на электроэнергию, которые учитывают ожидаемые объемы ВВП и ВРП в регионах, цены на электроэнергию и другие факторы на основе обработки статистики за последние лет. 10.Премьер-министр Дмитрий Медведев отправил на доработку до конца мая 2013 г. новую модель рынка электроэнергии и мощности, которая была представлена 1 марта на заседании по проблемам электроэнергетики в РФ. Считаем целесообразным, чтобы НП «НТС ЕЭС» и НС РАН ПНББСЭ также приняли участие в рассмотрении этой новой модели.

20 11.Обратиться к Президенту РФ В.В. Путину повторно создать рабочую группу Госсовета РФ по реформированию электроэнергетики из специалистов-энергетиков, ученых- энергетиков, представителей энергетических компаний с целью рассмотреть провалы на оптовом и розничном рынках электроэнергии и мощности за 12 лет реформы (с 2001 г.), приведшие к безудержному росту тарифов на электроэнергию вместо обещанного авторами реформы их снижения и найти пути выхода из ценового беспредела. Нужно наконец сделать реформу «по уму». Правительство РФ видит однобоко решение проблемы роста тарифов на электроэнергию, предлагая реформировать только розничный рынок электроэнергии (поручение Первого зам. Председателя Правительства РФ И.И. Шувалова 29 ноября 2012 г.). Но там эффект снижения тарифов для потребителей близок к нулю. Резервы находятся в производственной сфере- генерации и передаче электроэнергии, что требует структурных изменений ОРЭМ.

21 СПАСИБО ЗА ВНИМАНИЕ!