PRoAtom - Замечания к Схеме и программе развития ЕЭС России 2013-2019гг., Минэнерго, 2013

http://minenergo.gov.ru/

Б.И.Нигматулин, проф., д.т.н., генеральный директор Института проблем энергетики (ИПЭ)

Введение. Правительство РФ Постановлением № 823 от 17.10.2009г. утвердило Правила разработки и утверждения схем и программ перспективного развития электроэнергетики России. По этому Постановлению Минэнерго РФ было поручено разрабатывать схемы и программы развития Единой системы электроэнергетической системы (ЕЭС) России на горизонт времени - 7 лет. Первая версия была разработана в 2011 г. на период 2011-2017 гг., вторая – на 2012-2018 гг., утверждена в августе 2012 г., третья – на 2013-2019гг., утверждена в апреле 2013г. (ниже эти программы будут называться, соответственно, Минэнерго 2011 г., 2012 г. и 2013г.).

Основная цель Схемы и программы развития ЕЭС - ежегодное представление семилетнего плана развития генерирующих мощностей и сетевой инфраструктуры ЕЭС России на основании среднесрочного и долгосрочного прогнозов спроса на электроэнергию и мощность.

Основными задачами схемы и программы являются:

· разработка мероприятий по обеспечению надежного функционирования ЕЭС России в средней и долгосрочной перспективе;

· скоординированное планирование строительства, ввода и вывода из эксплуатации генерирующих мощностей и объектов сетевой инфраструктуры;

· информационное обеспечение органов государственной власти для формирования политики в сфере электроэнергетики, а также организаций коммерческой и технологической инфраструктуры отрасли, субъектов электроэнергетики, потребителей электроэнергии и инвесторов.

В 2012г. мною было выполнено экспертное заключение к Минэнерго (2011) и (2012.), в котором были представлены замечания по каждому разделу Минэнерго (2012) и даны их подробные обоснования (см. «Энергорынок» № 5 2013 http://www.e-m.ru/er/2013-05/31034/ ).

Настоящее экспертное заключение выполнено к Минэнерго (2013), в котором актуализируются основные положения предыдущего экспертного заключения. Кроме того приводятся дополнительные замечаниями к отдельным разделам этой Программы.

Часть 1. Замечания по отдельным разделам Схемы и Программы развития ЕЭС России на период 2013-2019гг.

По Разделу 1. Основные цели и задачи.

При формулировке основных целей и задач Схемы и программы развития Единой энергетической системы (ЕЭС), кроме обеспечения надежного функционирования ЕЭС России в долгосрочной перспективе и так далее по тексту, необходимо включить в качестве важнейших целей – как повышение эффективности работы отрасли, так и обеспечение приемлемой цены электроэнергии для потребителей. Для раскрытия этих целей следующие версии схемы и программы развития ЕЭС России, необходимо дополнить следующими разделами.

В первом разделе дать основные характеристики электроэнергетики России, как отрасли экономики, в сравнении с другими странами (ЕС-27, OECD и т.д.) К таким характеристикам относится: электровооруженность страны, интенсивность электропроизводства, затраты электроэнергии на функционирование самой электроэнергетики. Кроме того, сравнить с другими странами электропотребление (нетто) в России, приходящееся на душу населения, и электроэффективность экономики. Так же предоставить динамику электропотребления в предыдущие 10 лет.

Во втором разделе проанализировать суммарные затраты всех конечных потребителей электроэнергии в доле ВВП в России по сравнению с другими странами, а также отдельно для промышленных потребителей и домашних хозяйств. Кроме того, сравнить цену на электроэнергию для промышленности и домашних хозяйств в € ЦБ и ППС-ЕС.

В третьем разделе должны быть представлены динамика цены на электроэнергию для различных потребителей отдельно в первой и во второй ценовых зонах, за предшествующий период (6-7 лет), прогноз цены электроэнергии на период 2013 – 2019гг., и сравнение с ее ценой в других странах с учетом стоимости топлива для электростанций в сопоставимых ценах с учетом паритета покупательной способности доллара и уровнем налоговой нагрузки на цену на электроэнергии.

В четвертом разделе - проанализировать сложившуюся структуру цены на электроэнергию для конечных потребителей, которая сегодня «с легкой руки» ФСТ России приобрела экономически парадоксальный вид – доля цены производства электроэнергии составляет чуть выше 40%, в то время как доля всех инфраструктурных составляющих вместе с услугами сбытовых компаний достигла почти 58% для средних и малых промышленных потребителей. А ведь все стоимости инфраструктурных организаций (тарифы) регулируются государством. Именно эта доля должна быть уменьшена как минимум в 2 раза по аналогии с зарубежными странами.

В пятом разделе представить предложения по дальнейшему развитию реформы электроэнергетики, в которых должны быть отражены рыночные механизмы хозяйствования, гармонично сочетающие экономические интересы всех субъектов энергетического рынка, включая промышленных потребителей.

По Разделу 2. Прогноз спроса на электрическую энергию по единой энергетической системе ЕЭС России и территориям субъектов Российской Федерации на 2013-2019 гг.

1. Отсутствуют обоснования темпа роста электропотребления на период 2013 – 2019гг., как и в предыдущих Программах Минэнерго 2011г. и 2012г. Принятое значение среднегодового темпа роста электропотребления в ЕЭС России – 1,82% явно завышено и никак не связано с прогнозами Минэкономразвития по темпам роста ВВП в стране на среднесрочный период.

2. Все основные показатели, принятые в прогнозе Минэнерго 2013 г. существенно завышены. К ним, кроме электропотребления, относятся: максимум электрической нагрузки, объем ввода новых генерирующих мощностей, ввод протяженности высоковольтных линий и трансформаторных мощностей.

3. Ниже будет показано, что в период 2013 – 2019 гг. при среднегодовом темпе роста ВВП на 1% среднегодовой темп роста электропотребления будет составлять не более 0,34%. И из этого следует, что при условии среднегодового темпа роста ВВП 3% и ниже (Прогноз Минэкономразвития декабрь 2013) среднегодовой темп роста электропотребления будет не более 1%.

4. Прогноз Минэнерго 2013г. по электропотреблению в России к 2019г., равный 1206 млрд. кВт.ч должен быть снижен минимум на 65 млрд. кВт.ч до 1139 млрд. кВт.ч; а по электропотреблению в ЕЭС России – с 1153,6 млрд. кВт.ч до 1089,8 млрд. кВт.ч или минимум на 63,8 млрд. кВт.ч.

По Разделу 3. Прогноз максимальных электрических нагрузок единой энергетической системы России, объединенных энергетических систем и по территориям субъектов Российской Федерации за 2013 – 2019 гг.

Прогноз Минэнерго 2013г. по значениям максимальной электрической нагрузки в осенне-зимний максимум 2019 – 2020гг. должен быть снижен на 10,7 ГВт, с 175,7 ГВт до 165 ГВт.

По Разделу 4. Прогноз требуемого увеличения мощностей для удовлетворения спроса на электрическую энергию на период 2013 – 2019гг.

Нормативные значения резервов мощности и в ЕЭС России, и в отдельных ОЭС являются фундаментальными параметрами обеспечения надежности функционирования ЕЭС России и отдельных ОЭС. Они существенно влияют на величину спроса на мощность, и, соответственно, на объем дополнительных вводов новых генерирующих мощностей и темп выводов старых мощностей в ЕЭС России. Поэтому конкретные цифры по нормативам резерва мощности требуют очень серьезного обоснования и должно утверждаться минимум на уровне Министра энергетики РФ.

В Схеме и Программе… Минэнерго 2011, 2012, 2013 указывается, что значения резервов мощности во всей ЕЭС России и в отдельных ОЭС, определены «в соответствии с методическими подходом к определению нормативных значений резерва мощности энергосистемы, разработанным в составе методических рекомендаций по проектированию развития энергосистемы».

В Минэнерго 2011, 2012 и 2013 дается ссылка на эти документы, но не приводятся: ни год издания этих материалов, ни организация, которая их разработала, ни процедура их обсуждения и рецензирования, ни процедура их утверждения и, соответственно, ни периодичность их пересмотра и т.д.

Спрос на мощность по ЕЭС России в 2019 г. по прогнозу Минэнерго 2013г. должен быть снижен на 13 ГВт с 216 ГВт до 203 ГВт.

По Разделу 5. Прогноз развития действующих и предполагаемых к сооружению новых генерирующих мощностей.

Объем ввода в эксплуатацию энергоблоков АЭС в период 2013 – 2019гг. должен быть сокращен на 4,55 ГВт с 11,27 ГВт до 6,72 ГВт. Это связано с тем, что практика в предыдущий период показала, что сроки вводов энергоблоков АЭС в промышленную эксплуатацию сдвигаются минимум на 2 – 4 года. Строительство 2-х блоков экспортноориентированной Балтийской АЭС остановлено, из-за отказа стран Балтии и Польши приобретать энергию с этой станции и неконкурентным уровнем стоимости электроэнергии в Калининградской области в 2019г. – к планируемому году пуска этой станции. Но если даже гипотетически Балтийская АЭС будет все-таки достроена, то в балансе электропотребления внутри страны она никак не участвует.

По Разделу 6. Прогноз балансов мощности и электрической энергии ЕЭС России на 2013-2019 гг.

Установленная мощность электростанций ЕЭС России, которая по прогнозу Минэнерго 2013г. в 2019г. равна 237,8 ГВт, должна уменьшиться до 224,8 ГВт. Располагаемая мощность упадет с 221 до 217 ГВт. А общий объем ввода новых генерирующих мощностей, равный 33,1 ГВт по прогнозу Минэнерго 2013г должен снизиться до 23,1 ГВт или на 30% за счет уменьшения вводов энергоблоков АЭС и ТЭС. Кроме того, в период до 2019 г. необходимо увеличить объемы вывода из эксплуатации старых мощностей на ТЭС, не менее чем на 10,0 ГВт. Сэкономленные за счет их содержания средства необходимо направить на реконструкцию и перевооружение эксплуатируемых энергоблоков ТЭС.

По Разделу 7. Прогноз спроса на топливо организации электроэнергетики ЕЭС России (без учета децентрализованных источников) на период 2013-2019 гг.

В прогнозе Минэнерго 2013г. отсутствует развернутая программа реконструкции и техперевооружения действующих газовых блоков - главный резерв снижения удельных расходов топлива на отпущенную электрическую энергию. Только реконструкция серийных газовых энергоблоков 150, 200 и 300 МВт суммарной мощностью 23,4 ГВт даст снижение потребления газа в электроэнергетике минимум на 10% в период 2013-2019 гг.

По Разделу 8. Развитие магистральных и распределительных сетей с учетом требований по обеспечению регулирования (компенсации) реактивной электрической мощности за 2013-2019 гг.

Ввод электросетевых объектов ЕНЭС напряжением 220 кВ и выше, которые в соответствие с прогнозом Минэнерго 2013г. должна достичь протяженности ВЛ 40,6 тыс. км и трансформаторной мощности 137,7 тыс. МВА к 2019 г. должен быть сокращен на 30%, в соответствии с сокращением на эту же величину вводов новых генерирующих мощностей. В результате в период 2013–2019 гг. предлагается ввести высоковольтных линий (ВЛ) до 220 кВ и выше 28,4 тыс. км и соответствующих трансформаторных мощностей – 96,4 тыс. МВА. При этом доля объектов реновации должна составлять минимум 60% от общих вводов, а не 40%, как это фактически было в 2011г. Доля объектов реновации в общем вводе новых мощностей должна постоянно увеличиваться.

По Разделу 9. Предложения по развитию электрических сетей напряжением 220-750 кВ по энергосистеме Московской области и г. Москвы на период 2013-2019 гг.

1. Отсутствует обоснование среднегодового темпа роста электропотребления в Московском регионе на период 2013 – 2019гг. Принятые значение среднегодового темпа роста электропотребления для базового варианта – 2,73% и регионального варианта -3,55% никак не связаны с прогнозируемыми среднегодовыми темпами роста ВРП Москвы – 2,5-3% и Московской области – 3-4%. Соответственно, среднегодовой темп роста ВРП Московского региона будет равняться 2,5-3,1%. В предшествующий период роста ВРП Московского региона (1997; 1999-2008 и 2010-2012гг.) среднегодовой темп роста ВРП региона был в 2 раза выше и равнялся 7,9%. При этом среднегодовой темп электропотребления равнялся 3,6%.

2. В Московском регионе в период роста ВРП (1997, 1999–2008 и 2010-2012 гг.) среднегодовой коэффициент эластичности электропотребления к ВРП региона равнялся 0,51. Это значит, что на 1% роста ВРП в регионе приходится 0,51% роста электропотребления. В период 2013-2019 гг. коэффициент эластичности принимается равным 0,51 (оценка сверху), т.к. эта величина будет только уменьшаться из-за энерго- и электросбережения и изменения структуры экономики региона в строну снижения ее электроемкости. Тогда, в период 2013-2019 гг., исходя из прогноза среднегодового темпа роста ВРП в Московском регионе – 2,5-3,1%, среднегодовой темп роста электропотребления будет находиться в диапазоне 1,3-1,6%, (оценка сверху).

3. Все основные показатели, принятые в прогнозе Минэнерго 2013, существенно завышены: электропотребление - минимум на 13,3 млрд. кВт.ч, максимум электрической нагрузки - на 2,5 ГВТ к 2019 г. Соответственно, завышен объем ввода новых генерирующих мощностей, высоковольтных линий и трансформаторных мощностей для Московского региона.

4. Неверно выполнена экспертная оценка перспективного спроса на электрическую энергию и уровня потребления мощности по г. Москве в разделе электроснабжения новых потребителей в зоне расширения Москвы. Анализ потенциального объема рынка потребителей, объема инвестиций по годам для обеспечения строительства на новой территории и потенциальные возможности строительного комплекса Московского региона показали, что реальный спрос на электроэнергию будет не 20 млрд. кВт.ч до 2020 г., а всего 1,5 млрд. кВт/ч. Эта величина вполне укладывается в разброс между наиболее вероятными сценариями электропотребления, предложенными в настоящем анализе.

По Разделу 10. Оценка необходимых объемов капитальных вложений в сооружение электростанций и электросетевых объектов напряжением 220 кВ и выше на 2013-2019 гг.

Суммарные капитальные вложения в электроэнергетику России в период 2013 – 2019гг., равные 3,35 трлн. руб., в т.ч. по генерирующим объектам – 1,77 трлн. руб., электрическим сетям 220 кВ и выше - 1,59 трлн. руб., по прогнозу Минэнерго 2013г, должны быть сокращены на 30% до 2,35 трлн. руб. (на 1 трлн. руб. или в среднем на 143 млрд. руб. в год), в т.ч. по генерирующим мощностям до 1,2 трлн. руб. и по сетям до 1,1 трлн. руб.

Часть 2. Обоснование замечаний к отдельным разделам Схемы и Программы развития ЕЭС России на период 2013-2019гг.

Обоснование представленных замечаний рассмотрены в цикле из шести статьей по макроэкономике и электроэнергетики России, стран ЕС, США, Китая и Южной Кореи.

В первой статье дается обоснование прогноза электропотребления, ВВП, инвестиции в основной капитал (ИОК) в России на горизонте времени 7-10 лет и далее до 2030г.

Во второй статье на основании полученного прогноза электропотребления на среднесрочный период (до 2020г, а далее до 2030г) предлагается корректировка Программы Минэнерго (2013) в соответствии с замечаниями по разделам 2-6,8 и 10 Минэнерго (2013).

В третьей статье дается обоснование замечаний к разделу 9 (Предложения по развитию электрических сетей напряжением 220-750 кВ по энергосистеме Московской области и г. Москвы на период 2013-2019 гг).

В четвертой статье приводится анализ основных характеристик электроэнергетики России, как отрасли экономики, в сравнении с другими странами (ЕС-27, OECD и т.д.). К таким характеристикам относится: электровооруженность страны, интенсивность электропроизводства (т.е. производства электроэнергии на 1МВт мощности), затраты электроэнергии на функционирование самой электроэнергетики. Кроме того, представлено сравнение России с другими странами по электропотреблению (нетто), приходящегося на душу населения, и электроэффективности (электроемкости) их экономик.

В пятой статье дается макроэкономический анализ и сравнение динамики инвестиций в основной капитал (ИОК), ВВП, электропотребления и потребление первичных энергоносителей в России, странах ЕС-27, США, Китае, Ю.Корее.

В шестой статье приводиться сравнение стоимости электроэнергии в России и в других странах. Цена на электроэнергию представляется как в € ЦБ, так и по паритету покупательной способности (ППС ЕС) валюты, осредненной по всему ЕС-27. Кроме того сопоставляются затраты конечных потребителей электроэнергии (промышленности и населения) в России и в других странах соответственно в долях ВВП и средних доходах населения. Показано, что «с легкой руки» ФСТ» и Минэнерго, сложившаяся структура цены на электроэнергию для конечных потребителей в России приобрела экономически парадоксальный вид. Например, для средних и малых промышленных потребителей доля цены производства электроэнергии составляет чуть выше 40%, в то время как доля всех инфраструктурных составляющих вместе с услугами сбытовых компаний достигла почти 58%. А ведь все тарифы инфраструктурных организаций регулируются государством. Именно эта доля должна быть уменьшена как минимум в 2 раза по аналогии с зарубежными странами. Показано насколько завышается цена на электроэнергию для конечных потребителей из-за некорректного планирования развития электроэнергетики в стране.

Приводится динамика цен на электроэнергию для различных потребителей за предшествующий период (6-7 лет) отдельно в первой и во второй ценовых зонах, дается прогноз оптимальной цены на электроэнергию на период 2014 – 2020гг. Представлено сопоставление этого прогноза с ценой на электроэнергию в других странах, с учетом цены топлива для электростанций. Все сопоставления проводятся в ценах, пересчитанных, как пересчитанные в € ЦБ, так и через паритет покупательной способности осредненной валюте ЕС-27(ППС-ЕС) Кроме того дается анализ уровней налоговой нагрузки на цену электроэнергии в различных странах).

В заключении даются предложения по дальнейшему развитию реформы электроэнергетики, в которых отражены рыночные механизмы хозяйствования, гармонично сочетающие экономические интересы всех субъектов энергетического рынка, включая промышленных потребителей и население.