1 Общероссийские и региональные закономерности развития электроэнергетики. Электроэнергия – лимитирующий фактор конкурентоспособности промышленности. - презентация

1 1 Общероссийские и региональные закономерности развития электроэнергетики. Электроэнергия – лимитирующий фактор конкурентоспособности промышленности.

2 2 1.Высокий уровень и постоянный рост стоимости электроэнергии 2.Физический и моральный износ энергетических мощностей, обуславливающих их низкую эффективность и низкую надежность энергоснабжения потребителей 3.Отсутствие рыночных механизмов окупаемости инвестиций в электроэнергетическом комплексе 4.Необходимость финансирования развития электросетевой инфраструктуры при реализации любых промышленных инвестиционных проектов (плата за технологическое присоединение потребителей и плата за подключение новых генерирующих мощностей) 5.Отсутствие реальной оценки последствий для экономики и промышленности в частности Основные закономерности в электроэнергетике

3 3 Цена на электроэнергию в России достигла мирового уровня Цены на электроэнергию для промышленных потребителей в России сравнялись с аналогичными ценами в США в 2011 г. В 2012 г. в США цены на электроэнергию снижаются в связи со снижением цен на газ. Тенденция в России противоположна и сохранится на 2013 г. Источники данных: U.S. Energy Information Administration, Росстат, данные предприятий

4 Факторы роста тарифов монополий Динамика тарифов монополий соответствует индексу цен промышленности. Этот факт используется монополиями для подтверждения обоснованности роста тарифов. Но зависимость обратная - тарифы монополий ведут к росту всех издержек: - тарифы монополий косвенно влияют на стоимость товаров и услуг; - при объявлении процентов роста тарифов свои цены на тот же процент индексирует сразу вся экономика. Т.е. практика ежегодной индексации тарифов монополий с целью компенсации инфляции является психологическим фактором усиления инфляции и непрерывно снижает конкурентоспособность российской промышленности Источник данных: Росстат 4

5 5 Неограниченный рост цен на электроэнергию запускает процесс последовательной деградации отраслей экономики России Последствия роста цен на электроэнергию

6 Цена на природный газ в России достигла мирового уровня Цены на природный газ в США традиционно менялись в зависимости от цен на нефть. С 2010 г. они снижаются, несмотря на рост цен на нефть, в связи с увеличением объёмов добычи сланцевого газа. В 2012 году в результате этого снижения цены на природный газ для промышленных потребителей США сравнялись с российскими ценами. Источники данных: U.S. Energy Information Administration, Росстат, данные предприятий 6

7 7 Факторы роста цен на электроэнергию Основные факторы роста цены на электроэнергию для конечных потребителей: рост тарифов на передачу, обусловленный переходом на RAB регулирование и реализацией неэффективных инвестиционных программ сетевых компаний оплата строительства дорогостоящих ГЭС и АЭС (удельная стоимость строительства ГЭС и АЭС превышает стоимость строительства ТЭС в 2-3 раза) рост стоимости природного газа, не учитывающий низкую эффективность существующих генерирующих мощностей России Структура цены розничного рынка электроэнергии и динамика ее составляющих в 2011 году при потреблении ,2 млн.кВтч.

8 8 Степень износа мощностей в энергетике составляет примерно 65%: активы магистрального сетевого комплекса, который находится под управлением Федеральной сетевой компании (50%); сегмент генерации, износ мощностей которого составляет примерно 60-70%; мощности распределительного сетевого сегмента (до 70%) Физический износ энергетических мощностей Высокий износ оборудования приводит к снижению надежности и повышению стоимости электроснабжения. Ввод новых мощностей – первоочередная задача энергетической отрасли

9 9 Единственным действующим на сегодня механизмом окупаемости инвестиций в строительство генерации являются ДПМ. С утвержденной моделью ДПМ возвращаются дореформенные методы обеспечения надежности энергоснабжения через принудительное изъятие средств потребителей. Вместо абонентской платы – плата за мощность. Вместо государственного РАО ЕЭС России получатели - частные компании ИТОГО 5160 объекты 110 кВ и ниже 5034 объекты 220 кВ и выше Объекты электросетевого хозяйства всего, в том числе 527 ВИЭ 185 Доп. затраты на экологию 4587 ТЭС 670 ГЭС и ГАЭС 3802 АЭС 9771 Электростанции, всего, в том числе гг. * в базовых ценах на г. для базового варианта электропотребления АЭС ГЭС ДПМ Всего * Среднегодовое значение за период МВт * 7714* 8622* 10070* 1890* 2088* ДПМ – МВт (60%) ДПМ – 124 МВт (1,6%) Среднегодовой уровень с 2011 по 2030 гг. – 8,5 ГВт Среднегодовой уровень гг. – 2,0 ГВт Потребности в капиталовложениях в электроэнергетические объекты

10 В настоящее время цены естественных монополий в России достигли мирового уровня или приблизились к нему, т.е. данный резерв конкурентоспособности практически исчерпан. Резервы конкурентоспособности по тарифам монополий исчерпаны 10

11 11 По основному сценарию Минэкономразвития экономика в 2013 году прибавит 3.8%, к концу трехлетки рост составит 4.7%. Темпы прироста промышленного производства в 2012 – 2015 годах замедлятся и составят 3.1 – 4.2%. Источниками роста называются инвестиции (государственные и частные) и вложения в человеческий капитал. По альтернативному прогнозу «Высшей школы экономики» рост экономики даже в 2015 году не превысит 3.9% (при цене нефти 109 долларов за баррель), инфляция будет к концу трехлетки на уровне 5.7% и доллар подрастет до 32.2 рубля. По основному сценарию Минэкономразвития тарифы на электроэнергию с июля 2013 года вырастут на 12 – 15%, таким же будет увеличение в 2014 – 2015 годах при росте цен на газ по 15% в год. При этом тарифы на электроэнергию в США и Европе как минимум до 2015 года остаются неизменными. Прогноз роста тарифов до 2015 года

12 12 В настоящее время сформировалось, как минимум три аспекта, по каждому из которых электроэнергетика получила неограниченные возможности по ограничению развития как экономики в целом, так и промышленности в частности: 1) стоимость энергоснабжения; 2) удельная энергоемкость экономики; 3) величина платы за подключения и необходимость дальнейшего развития капиталоемкой отрасли экономики - электроэнергетики (Из публикаций ИНЭИ РАН) Возможные решения: Законодательно исключить плату за технологическое присоединение в случаях сооружения электросетевых или генерирующих объектов, создаваемых в целях обеспечения энергетической безопасности промышленных производств; Закрепить на уровне постановления Правительства Российской Федерации порядок сооружения элементов внешней электросетевой инфраструктуры и схем выдачи мощности генерирующих объектов, создаваемых в целях обеспечения энергетической безопасности промышленных предприятий, через механизм государственно-частного партнерства с привлечением средств Инвестиционного фонда Российской Федерации; Пересмотр инвестиционных программ сетевых компаний с целью исключения необоснованных затрат. Введение процедуры согласования инвестиционных программ сетевых организаций на региональном уровне с анализом инвестиционной эффективности и участием бизнес-сообщества. Пересмотр генеральной схемы с переходом от строительства дорогостоящих АЭС и ГЭС к модернизации существующих и строительству современных эффективных газовых и угольных ТЭС; Закрытие убыточных ТЭЦ, с их переводом, при необходимости, на выработку тепла; Пересмотр механизмов оплаты потребителями ДПМ, обеспечивающий возможность снижения оплачиваемой мощности для потребителей, инвестирующих в строительство новой генерации; ВЫВОДЫ

13 13 ПРИЛОЖЕНИЕ

14 Приложение. Баланс мощности ОЭС Урала. Баланс мощности ОЭС Урала на период до 2025 г (минимальный вариант) Наименование2011 г2012 г2015 г2017 г2018 г2020 г2024 г2025 г Итого потребность ОЭС Урала (МВт) Установленная/располагаемая мощность электростанций (МВт) 45615/ / / / / / / / Дефицит (-), избыток (+) (МВт) Итого дефицит (-), избыток (+) (МВт) Потребность ОЭС Урала на этапе 2025г. не покрывается от собственных электростанций, возникает дефицит мощности (МВт)

15 43808 МВт Более 30% установленной мощности электростанций ОЭС Урала - УРУТ на уровне 340 гут/кВт·ч и выше Приложение. Динамика УРУТ объектов генерации ОЭС Урала – гг. 15 Итого потребность ОЭС Урала СУГРЭС, СургутГРЭС-2, ЯйвГРЭС, Тюменская ТЭЦ-1, Челябинская ТЭЦ-3, Пермская ГРЭС, ЮУГРЭС, СургутГРЭС-2, НВГРЭС, Няганская ГРЭС, СеровГРЭС, Ново-Богословская ТЭЦ, Нижнетуринская ГРЭС, АкадемТЭЦ Троицкая ГРЭС (бл.10) Пермская ГРЭС, Ново-Свердловская ТЭЦ, Сургутская ГРЭС-2, Нижневартовская ГРЭС, Тюменская ТЭЦ-1, Тюменская ТЭЦ- 2, Челябинская ТЭЦ-3, СУГРЭС Кармановская ГРЭС, Ириклинская ГРЭС, Яйвинская ГРЭС, СургутГРЭС-1 Рефтинская ГРЭС, Тобольская ТЭЦ Верхнетагильская ГРЭС, Троицкая ГРЭС, Южно Уральская ГРЭС Красногорская ТЭЦ МВт МВт

16 Приложение. Возрастная структура объектов генерации ОЭС Урала Итого потребность ОЭС Урала МВт МВт 21 % установленной мощности объектов генерации ОЭС Урала – введены до 1975 г. старше 40 лет Иные источники э/э от 10 до 20 лет от 20 до 30 лет до 10 лет от 30 до 40 лет старше 40 лет от 30 до 40 лет

17 Приложение. Структура потребителей электроэнергии Свердловской области. 17