Новости Электротехники 3(123) 2020





<  Предыдущая  ]  [  Следующая  >
Журнал №3(51) 2008

РЕФОРМИРОВАНИЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ
Прогноз ситуации после 2010 года

Проблема окончания реформирования российской электроэнергетики может рассматриваться с двух точек зрения. Во-первых, сможет ли она обеспечить высокие темпы экономического роста в стране на ближайший период, и во-вторых, возможно ли устойчивое развитие самой электроэнергетики и экономики страны в дальнейшем.
Многие специалисты высказывают мнение о негативном влиянии реформы электроэнергетики на экономическую ситуацию в стране. И важно понять, не приведет ли это к дальнейшему усугублению ситуации. Возможная опасность заключается в том, что в результате реформы электроэнергетики можно получить неустойчивую систему регулирования экономики. В нашем журнале («Новости ЭлектроТехники» № 1(49) 2008) Валентин Александрович Сушко рассмотрел возможные угрозы для экономики страны в результате проводимой реформы. Сейчас он делает попытку прогнозирования дальнейшего развития ситуации для самой электроэнергетики после 2010 года.

Валентин Сушко, к.т.н., доцент Чувашского государственного университета, г. Чебоксары

ЦЕНЫ НА ЭНЕРГОНОСИТЕЛИ

До недавнего времени Россия находилась в числе немногочисленных в мире энергетических оазисов (наряду с Саудовской Аравией и ОАЭ) с низкими, по сравнению с мировыми, внутренними ценами на энергоносители. Наши западные партнеры многократно и настойчиво выдвигали требования к России повысить их до мирового уровня, хотя требовать того же от Саудовской Аравии или ОАЭ им почему-то не приходило в голову. Руководство России неоднократно объясняло неприемлемость такого решения. Действительно, производительность труда и уровень его оплаты в России в несколько раз ниже, чем в ряде промышленно развитых стран. Повышение внутренних цен на энергоносители в сжатые сроки до мирового уровня стало бы непосильным как для населения, так и для экономики страны. Однако в процессе становления рыночных отношений в стране эти цены сдерживать не удалось и они неумолимо начали повышаться. Но какие темпы роста можно считать приемлемыми для экономики страны? Очевидно, что они не должны превышать темпы роста производительности труда.
В противном случае в стране будет расти инфляция в той степени, в какой возрастает стоимость энергоносителей. Это в конечном счете приведет к снижению темпов роста экономики или вообще к экономическому кризису.

Топливо

В марте 2008 г. цены на бензин в России превысили цены на бензин в США. Такую ситуацию можно назвать парадоксальной, когда стоимость бензина в стране, являющейся одним из лидеров по мировой добыче нефти, выше, чем в государстве, импортирующем большую часть потребляемой нефти по мировым ценам. Этому нет логического объяснения.
Сейчас дизельное топливо в России стоит больше, чем бензин марки АИ-92, что нанесло сильный удар по сельскому хозяйству страны и по стоимости грузовых автомобильных перевозок. Только за май 2008 года средние оптовые цены на АИ-80 в целом по стране выросли на 5,4%, АИ-92 - на 5,7%, АИ-95 - на 6,2%, а на летнее дизельное топливо – на 15%. В целом за 5 месяцев нынешнего года солярка подорожала на 41,3%.
В СССР цена дизельного топлива была на 30–40% ниже цены самого дешевого бензина марки АИ-76, что примерно соответствует соотношению себестоимости этих видов топлива. Сегодня цены на дизельное топливо в ряде европейских стран, не имеющих собственной нефти, значительно ниже, чем в России, а, например, в Эстонии его стоимость в 2 раза ниже, чем у нас. Такую ситуацию нельзя назвать иначе как парадоксальной, поскольку никаких объективных причин для ее возникновения не существует.

Газ

Природный газ обеспечивает 50% всего энергопотребления в стране [1]. С учетом суровых климатических условий и необходимости отопления производственных, вспомогательных и офисных помещений в среднем в течение полугода, цены на газ существенно влияют на себестоимость многих продуктов питания и практически всех промышленных товаров и услуг.
Ценовая политика государства предусматривает поэтапную ликвидацию «…диспропорций между ценами на основные энергоносители на основе приближения цен на природный газ вначале к уровню самофинансирования отрасли (с учетом необходимых инвестиций), а затем к уровню, обеспечивающему равную выгоду от поставок газа на экспорт и на внутренний рынок». К 2010 г. оптовые цены на газ в России планировались на уровне $59–75 за 1000 м3 [1], однако действительность превосходит прогнозы.
Заявление главы Минпромэнерго Виктора Христенко, что цены на газ в России к 2011 г. будут на 40% ниже, чем для европейских стран (РИА «Новости», 06.04.2007), вызывает ряд вопросов. Сейчас прогнозная цена поставок российского газа в Европу составляет почти $380 с возможным увеличением к концу года приблизительно до $400 [2]. Уберем 40% – цифры говорят сами за себя.
Сегодня производительность труда в России в среднем в 5–6 раза ниже, чем в промышленно развитых странах, а уровень оплаты труда отстает еще больше.
По оптимистичному прогнозу [1], объем ВВП в России к 2020 г. по отношению к 2007 г. вырастет в 2,4 раза, а в промышленно развитых европейских странах ВВП может вырасти (при годовом росте в 2%) примерно в 1,3 раза. При этом производительность труда в России будет ниже в 2020 г., чем в этих странах, в 2,7–3,25 раза. Если принять, что таким же будет соотношение оплаты труда, то исходя из соотношения цены газа с уровнем оплаты труда газ в России будет стоить дороже, чем для жителей европейских стран, в 1,6–1,95 раза. При учете не среднего уровня зарплаты в России, а 15-кратного диапазона доходов различных групп населения природный газ для значительного числа граждан может стать недоступным по ценам. Последствия этого просчитать несложно. Под угрозу будет поставлена и программа газификации страны.
Парадоксальность ситуации в связи с указанным выше возможным ростом внутренних цен на газ в России может не ограничиться изложенным.
Дело в том, что в настоящее время, к примеру, Китай покупает сжиженный газ в Австралии по цене немногим более $100 за 1000 м3 [3]. Средняя цена экспортного газа для европейских стран в 2008 г., как мы уже указали, составляет $380. Даже после строительства газопровода из России в Китай последний вряд ли согласится покупать российский газ по цене в 3,5–4 раза более высокой, чем австралийский газ.

Мазут и уголь

Цены на электроэнергию в России уже практически сравнялись с ценами на нее в США [4, 5]. После либерализации рынка электроэнергии в России с 2011 г. в соответствии с законом «Об электроэнергетике» [6] ожидаемое повышение цен на электроэнергию может быть кратным нынешним[7].
Таким образом, к 2011 г. темпы увеличения стоимости всех видов энергоносителей, включая сюда и уголь (в 1,5 раза выше цен на газ [1]), и мазут (подорожавший только в 2006 г. в 2 раза), значительно превысят темпы роста производительности труда. Это создает все условия для быстрого роста инфляции в стране (11,9% в 2007 г. и 6,5% за 4 месяца 2008 г.).
Из вышеприведенных данных следует, что основным «разгонным блоком» инфляции в России является рост цен на все энергоносители, чего упорно не хотело замечать Министерство экономического развития и торговли (МЭРТ), выдвигая в качестве основных причин то повышение цен на продовольствие, то большой приток иностранных инвестиций в Россию в 2007 г.
В то же время при ближайшем рассмотрении эти доводы не выдерживают критики.
Рост цен на продовольствие в Европе на порядок ниже, чем в России (в марте 2008 г. соответственно около 0,2% и 2%). Объем иностранных инвестиций в Россию в первые 4 месяца прошлого года был в несколько раз больше, чем в январе–апреле 2008 г., а уровень инфляции – существенно ниже. Призывы к борьбе с инфляцией проходят на фоне принятой недавно корректировки цен на продукцию естественных монополий в большую сторону (в том числе на газ и электроэнергию) по сравнению с утвержденными ранее ценами в рамках 3-летнего бюджета страны. Однако хорошо известно, что болезнь можно успешно лечить только после того, как точно установлен диагноз. К сожалению, до сих пор МЭРТ этого не сделало, а проведенная корректировка цен на энергоносители неизбежно приведет к дальнейшему увеличению инфляции в 2009 году.

ТОПЛИВНАЯ БАЗА

В настоящее время в России в структуре топливного баланса для тепловых электростанций (ТЭС), на которые приходится около 70% всей выработки электроэнергии, доля газа составляет 65%, остальное приходится на уголь и мазут.
Однако, как признается в [1], «…к настоящему времени базовые месторождения Западной Сибири и Дальнего Востока, обеспечивающие основную часть текущей добычи газа, в значительной мере уже выработаны», а «…в 2002 году на месторождениях с падающей добычей получено свыше 80% газа в России».
В [1] в качестве перспективного района добычи газа рассматривался полуостров Ямал. Но глобальное потепление климата вызвало сильное заболачивание тундры из-за таяния вечной мерзлоты, что делает проблематичной прокладку газопроводов в таких условиях и не позволит в планируемые сроки освоить эти месторождения [8].
Освоение Штокмановского месторождения газа на шельфе при наличии мощных дрейфующих ледяных полей также представляет собой сложную техническую задачу, не говоря уже о той же проблеме прокладки газопроводов через заболоченную тундру. А постройка на побережье заводов по сжижению газа и рефрижераторного флота для его транспортировки является новой технологической проблемой и вряд ли может быть решена в короткие сроки. Кроме того, такой способ транспортировки газа для внутреннего потребления в России вряд ли целесообразен, так как он существенно дороже строительства газопроводов.
Увеличение экспортных поставок газа по газопроводам «Северный поток» и «Южный поток», продолжение газификации регионов России, а также планируемое снижение доли природного газа во внутреннем энергопотреблении в стране с 50% в 2003 г. до 49% в 2010 г. и до 46% в 2020 г. [1] приведет к снижению доли газа в топливном балансе ТЭС.
При полной неопределенности с перспективами обеспечения газом действующих электростанций (как известно, договоры на поставку газа для них «Газпром» заключает только на один год, о долгосрочных речь даже не идет) и тем более вновь строящихся ТЭС и энергоблоков, строительство которых занимает около 3 лет, а с учетом проектирования – не менее 4–5 лет, никто сегодня не дает гарантий обеспечения новых генерирующих мощностей газом в будущем.
Еще большая неопределенность существует в отношении обеспечения топливом планируемых угольных электростанций общей мощностью до 106 ГВт до 2020 г. [1]. Разрушение угледобывающей промышленности в России привело к падению добычи угля в стране за последние 10 лет прошлого столетия с 395 до 258 млн тонн в год [1]. При этом была потеряна значительная часть профессионального состава шахтеров, оставшихся без работы и вынужденных сменить профессию и переехать на жительство в другие регионы.
Теперь для обеспечения топливом планируемых, как указано выше, мощностей угольных электростанций надо возрождать угледобывающую промышленность России и увеличить мощности угледобычи к 2020 г. на 200 млн тонн в год [1]. Однако в низкорентабельную на сегодняшний день отрасль вряд ли устремится частный капитал. Задачу создания благоприятного инвестиционного климата в угледобыче может решить только государство, для чего потребуются значительные средства и время.
Что касается мазута как топлива для электростанций, то его свободных ресурсов в России практически нет, хотя Россия и вышла на первое место в мире по объемам нефтедобычи. Нефтеперерабатывающая промышленность в России в настоящее время является технологически отсталой, а износ ее основных фондов составляет около 80% [9] на существующих 27 нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ). Ввод в эксплуатацию через несколько лет двух-трех вновь строящихся НПЗ практически не повлияет на увеличение объемов переработки нефти с учетом выбытия физически изношенных мощностей.
Таким образом, по всем видам топлива для ТЭС в России в настоящее время нет резервов для обеспечения ввода новых значительных объемов генерирующих мощностей. По крайней мере, никто таких гарантий потенциальным инвесторам не давал и не дает, без чего приток частного капитала в создание новых генерирующих мощностей на ТЭС маловероятен.

ГОЭЛРО-2

Широко разрекламированной инвестиционной программой РАО «ЕЭС России», получившей название «План ГОЭЛРО-2» и рассчитанной на 3 года (2008–2010 гг.), предусматривалось привлечение в электроэнергетику частных инвестиций в объеме 3 трлн. руб., строительство и введение в эксплуатацию генерирующих мощностей 48 ГВт [5, 10].
С учетом сроков проектирования новых энергоблоков (около 1 года) и минимальных сроков строительства ПГУ энергоблоков (2,5–3 года), для выполнения этой программы в планировавшиеся сроки к настоящему времени были бы необходимы:

  • частные инвестиции в объеме 3 трлн. руб.;
  • территориальная привязка и выполнение проектов около 100 энергоблоков мощностью до 500 МВт каждый;
  • начало строительства около 100 энергоблоков мощностью до 500 МВт каждый.

Однако 9 апреля 2008 г. глава РАО «ЕЭС России» Анатолий Чубайс заявил, что имеются реальные инвестиции в объеме 800 млрд руб. и назвал это успехом. Причем он не уточнил, что это за инвестиции, так как ни о каком строительстве десятков новых энергоблоков речи не было. Возможно, под этими инвестициями подразумевался объем продаж действующих генерирующих компаний. Половина выручки принадлежит государству, а половина – частным владельцам акций.
Удивительно также то, что накануне ликвидации РАО «ЕЭС России» никто не потребовал от РАО отчета о выполнении «Плана ГОЭЛРО-2». Характерен и тот факт, что с конца 2007 г. нигде не обсуждались вопросы начала строительства ни ста, ни десятка, ни хотя бы единичных новых мощных энергоблоков. Вопросы реформы электроэнергетики обсуждались только в свете распродажи генерирующих компаний.
Приведенные факты могут свидетельствовать лишь об одном – о полном провале «Плана ГОЭЛРО-2», за который, конечно же, никто отвечать не будет.
Вопреки ожиданиям апологетов либеральной реформы электроэнергетики, частный капитал не пришел в строительство новых энергоблоков, считая это неоправданным риском. В этом плане характерен чуть ли не единственный случай, когда зарубежная компания заключила контракт на строительство энергоблока Шатурской ГРЭС, однако потребовала правительственных гарантий по возврату инвестиций.
С учетом сроков строительства ПГУ энергоблоков инвестор может рассчитывать на возврат инвестиций как минимум через 10 лет. При этом риски инвестора в России определяются, очевидно, целым рядом факторов:
  • полной неопределенностью с обеспечением новых энергоблоков топливом;
  • неуверенностью в политической стабильности в России в течение ближайшего десятилетия;
  • сомнениями соответственно в стабильности российской экономики;
  • неконкретностью российского законодательства;
  • высоким уровнем коррупции в России.
На указанные факторы накладывается также фактор угрозы дестабилизации мировой экономики.
Таким образом, можно констатировать, что к настоящему времени притока частных инвестиций в обеспечение строительства новых энергоблоков общей мощностью 48 ГВт с вводом их в эксплуатацию до 2011 года по «Плану ГОЭЛРО-2» практически нет.
Распродажа действующих генерирующих мощностей обеспечивалась, как представляется, за счет их низких цен (от $450 до 750 за 1 кВт установленной мощности). Значительная их часть куплена зарубежными компаниями (например, ОГК-4, ОГК-5).
Это можно объяснить, вероятно, двумя причинами.
Во-первых, быстрой окупаемостью инвестиций из-за низкой цены российских электростанций и быстрым последующим ростом цен на электроэнергию (примерно за 4–5 лет), что значительно снижает риски инвесторов.
Во-вторых, потенциальной возможностью получения в будущем контроля над такой стратегической отраслью, как электроэнергетика, что позволит оказывать значительное экономическое и политическое давление на Россию.
При покупке действующих генерирующих мощностей российскими инвесторами являлись в основном «Газпром» (купил около 35% существующих мощностей ТЭС [11]); финансовые группы и владельцы крупных энергопотребляющих компаний, стремящихся, вероятно, обезопасить свой бизнес от предстоящих потрясений в электроэнергетике; некоторые регионы-доноры, беспокоящиеся об электроснабжении своих территорий.
К последним относится прежде всего Москва, предпринимающая активные меры для обеспечения себя собственными генерирующими мощностями и источниками теплоснабжения. Дотационные регионы, естественно, не имеют такой возможности.
Новая ситуация в электроэнергетике России после ликвидации РАО «ЕЭС России» и приватизации генерирующих компаний заключается также в том, что ранее деятельность территориальных АО-Энерго была тесно связана с экономическими интересами регионов, в которых они располагались. Теперь же вопросы электроснабжения регионов и России являются проблемами самих территориальных образований и совершенно не касаются генерирующих компаний. Проблема особенно обострится после 2010 г., когда появится по-настоящему свободный рынок электроэнергии – дефицитный из-за отсутствия планировавшихся к вводу 48 ГВт генерирующих мощностей.

ОЖИДАЕМАЯ СИТУАЦИЯ ПОСЛЕ 2010 ГОДА

Значительное и зачастую неконтролируемое повышение цен на углеводородные энергоносители в период до конца 2010 г. создаст предпосылки для экономического кризиса в России, а введение свободного дефицитного рынка электроэнергии с 2011 г. неминуемо вызовет резкое кратное повышение цен на электроэнергию, что может привести к системному экономическому кризису во всей стране [7]. Избежать этой ситуации теоретически еще возможно, если государство примет срочные чрезвычайные меры. Возможность некоторых из них была рассмотрена в [7]. Однако эффективность этих мер зависит от скоординированных действий в различных отраслях экономики, что возможно только при наличии планирующего и координирующего центра, которого пока в стране нет.
Резкое повышение цен на электроэнергию, кроме возрастания стоимости всех товаров и услуг, вызовет также в последующем значительное сокращение потребления электроэнергии населением и на бытовые нужды.
Подобная ситуация наблюдалась в некоторых бывших советских республиках после обретения ими независимости, когда цены на электроэнергию в короткий период времени возросли в несколько раз. Население было не в состоянии оплачивать прежние объемы потребления электроэнергии и перешло на жесткий режим ее экономии. Хотя население в России не привыкло в своем большинстве к рачительной экономии, новые жизненные реалии заставят его прийти к тому же. Еще одним следствием ожидаемого резкого роста стоимости электроэнергии станет, очевидно, сокращение расхода электроэнергии на уличное освещение. Муниципальные бюджеты дотационных регионов просто не смогут нести бремя возросших затрат, поэтому оно будет значительно сокращено или вообще отключено в ряде небольших городов и поселков.
Так как в настоящее время потребление электроэнергии населением и на другие бытовые нужды составляет около 30% от общего, можно ожидать, что в течение 2011 и 2012 гг. сокращение потребления электроэнергии на бытовые нужды может составить 30–50% или 100–150 млрд кВт·ч в год.
Экономический спад, вызванный значительным повышением цен на электроэнергию, также может привести к снижению ее потребления в промышленности, по оценкам, до 50–100 млрд кВт·ч в год. Таким образом, общее ожидаемое уменьшение энергопотребления в стране в период 2012–2014 может составить до 150–250 млрд кВт·ч в год, что, естественно, усугубит ситуацию с инвестициями.

ПЕРСПЕКТИВЫ МАЛОЙ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ

В связи с вышеизложенным может повыситься конкурентоспособность малой энергетики. Муниципальные власти будут по мере своих возможностей развивать мини-ТЭЦ, в том числе на базе существующих котельных, а также газодвигательные и дизельэлектрические мини-электростанции.
В сельской местности будут, очевидно, востребованы ветрогенераторы мощностью 1–2 кВт для использования в сельских подворьях, а также мини-ГЭС на прудах, как это уже было в СССР в 50-е годы прошлого столетия.
В связи с высокими ценами на бензин, дизельное топливо и газ в сельской местности могут быть востребованы газодвигательные электростанции, работающие на дровах. Такие установки доказали свою жизнеспособность в Германии еще в 1943 году, когда из-за нехватки бензина немецкая промышленность разработала и освоила производство газогенераторных установок с использованием дров и оснастила ими тысячи грузовиков, работавших в прифронтовой зоне. После окончания войны большое количество таких трофеев еще длительное время использовалось в СССР до их полного физического износа.
Одна из главных проблем малой электроэнергетики заключается в том, будет ли готова российская промышленность к удовлетворению потребностей этой отрасли, которой до сих пор практически не уделяется внимания. Хотя в стране велись и ведутся отдельные разработки в области малой электроэнергетики, в том числе альтернативной (ветроэнергетики, солнечной энергетики, приливных гидроэлектростанций), существенных результатов пока нет.
В Западной Европе, наоборот, развитие альтернативной электроэнергетики всячески поддерживают и компенсируют дотациями ее убыточность с целью уменьшения зависимости этих государств от импорта энергоносителей. Поэтому уровень развития малой электроэнергетики, в том числе альтернативной, за рубежом и в России, как по техническому уровню, так и по объемам внедрения, совершенно несопоставим.
К примеру, в некоторых странах Западной Европы к 2010 г. производство электроэнергии на ветроэлектростанциях составит до 10–20% от общего ее производства.
Такая же ситуация наблюдается и в области традиционной малой электроэнергетики с использованием газо- и дизельных двигателей и газовых турбин мощностью до 30 МВт. Даже при наличии в России сопоставимых по классу агрегатов, они уступают зарубежным по экономичности и по техническому ресурсу.
Особенно сильное отставание наблюдается в области средств автоматизации силовых агрегатов малой электроэнергетики. В то время, когда российские производители предлагают потребителям разрозненные устройства автоматизации управления первичным двигателем, электрогенератором и защиты последнего, зарубежные компании выпускают интегрированные микропроцессорные устройства управления, автоматизации и защиты всего энергоблока в целом (например [12, 13, 14]). Такие устройства полностью автоматизируют управление первичным двигателем (дизелем или газовой турбиной), электрогенератором (регулирование частоты, активной мощности, напряжения, реактивной мощности, распределение активной и реактивной мощностей между генераторами и др.) и осуществляют защиту генераторов от повреждений и ненормальных режимов.
Таким образом, даже если указанные выше обстоятельства будут способствовать развитию в России после 2010 г. малой электроэнергетики, господствующее положение в этом сегменте оборудования будут занимать зарубежные компании.
При этом суммарная вводимая генерирующая мощность в области малой электроэнергетики, по оценкам, не будет превосходить 1 ГВт в год.

ВЫВОДЫ

В связи с полным провалом инвестиционной программы РАО «ЕЭС России» под названием «План ГОЭЛРО-2» и отсутствием планировавшихся 48 ГВт новых генерирующих мощностей, российская электроэнергетика с 2011 г. вступит в свободный дефицитный рынок электроэнергии с изношенными более чем на 50% генерирующими мощностями.
Дефицит электроэнергии и стремление инвесторов быстрее вернуть инвестиции, вложенные в покупку действующих генерирующих мощностей, приведут к быстрому кратному росту тарифов на электроэнергию, вызванному этим росту цен на все товары и услуги и к экономическому кризису [7].
Если в последние годы не удалось привлечь частный капитал к инвестированию строительства новых генерирующих мощностей при благоприятных экономических условиях развития в России, то тем более его не удастся привлечь в условиях экономического кризиса после 2010 года.
Некоторые купленные частным капиталом генерирующие компании, как уверял министр Виктор Христенко в своем интервью каналу «Вести» 7 января 2008 г., имеют инвестиционные программы, которые обеспечат создание новых мощностей взамен выбывающих. Однако, как стало понятно, инвестиционные программы не превышают сумм купленных старых генерирующих мощностей. Нетрудно догадаться, что, если эти инвестиционные программы и будут в дальнейшем выполнены, то они обеспечат замену только какой-то части выбывающих генерирующих мощностей, учитывая разность стоимости старых и новых генерирующих мощностей и ежегодно возрастающую инфляцию в России.
В результате в период после 2010 г. будет происходить быстрое выбытие генерирующих мощностей без их замены новыми, даже если программа строительства новых энергоблоков атомных электростанций за счет централизованных средств будет выполняться (прогнозируется увеличение выработки на 2 ГВт в год).
Дальнейшее развитие ситуации в электроэнергетике России, если государство не примет чрезвычайных мер, может привести к коллапсу.
Правительство будет вынуждено изыскать ресурсы для строительства новых ТЭС, одновременно решая проблему обеспечения их топливом. Такие меры вызовут в свою очередь необходимость введения централизованного управления электростанциями, находящимися под контролем государства (включая генерирующие мощности, купленные «Газпромом»), с целью повышения эффективности использования выделяемых средств и эффективности управления и надежности электроэнергетики в целом.
Следовательно, всё вернется к исходным, дореформенным позициям, когда вся энергетика находилась под контролем государства. Но ситуация будет гораздо хуже, чем в 2003 году, так как придется по кусочкам собирать разрушенную, деградировавшую и дезинтегрированную отрасль.
Возникает вопрос: а была ли альтернатива свободному рынку электроэнергии в России? Очевидно, те стратегические задачи, которые ставились при реформировании электроэнергетики во имя ускоренного экономического развития страны, вступали в противоречия с интересами частного капитала, целью которого в рыночных условиях является достижение быстрейшего возврата инвестиций и получение максимальной прибыли. Такие внутренние противоречия и не могли привести к положительным результатам реформы.
Как представляется, поставленную задачу могло решить только государство, используя для инвестиций в электроэнергетику свои золотовалютные резервы, но с ограниченными по условиям инфляции темпами инвестирования и растянутыми во времени сроками возврата государству вложенных средств, чего не может себе позволить частный капитал.

ЛИТЕРАТУРА

1. Энергетическая стратегия России на период до 2020 года. Утв. распоряжением Правительства Российской Федерации № 1234-р от 28.08.2003.
2. Томберг И. Среднеазиатский газ – по европейским ценам // Промышленные ведомости. – 12.03.2008.
3. Мариничева О. Газовые прогнозы придется пересчитать // Энергетика и промышленность России. – 2008. – № 5(97) – С.15.
4. «Сеть-2030»: Национальный взгляд на второе столетие электроэнергетики (Обзор материалов совещания по планам развития электроэнергетики США до 2030 г.) // Энергоэксперт. – 2007. – № 3. – С. 34–39.
5. Львов Д., Батенин В., Кудрявый В. и др. Потеря государственного контроля за рынком электроэнергетики приведет к развалу эко- номики // Энерго-INFO. – 2007. – № 4. – С. 44–46.
6. Федеральный закон № 35-ФЗ «Об электроэнергетике» от 26.03.2003 (в редакции Федеральных законов от 22.08.2004 № 122-ФЗ, от 30.12.2004 № 211-ФЗ, от 18.12.2006 № 232-ФЗ).
7. Сушко В. Реформирование электроэнергетики. Усилит или ослабит российскую экономику? // Новости Электротехники. – 2008. – № 1 – С. 24–30.
8. Хомяков П.М. Энергетические проблемы и будущее России // Энергоэксперт. – 2007. – № 2. – С. 30–34.
9. Велетминский И. Отечественная переработка рискует не угнаться за спросом на качественный бензин // Российская газета. – 04.05.2007. – № 93.
10. Ковалев В.Д. Оценка возможностей электротехнических предприятий России по обеспечению инвестиционных программ развития электроэнергетики // Энергоэксперт. – 2007. – № 3. – С. 24–27.
11. Сангалова И. Последствия первого этапа реформирования РАО ЕЭС несколько спугнули инвесторов // Энерго-INFO. – 2007. – № 10. – С. 46–49.
12. ABB Synpol® D. Руководство пользователя. Управление и защита дизель-генераторных агрегатов. Управление резервом мощности (Power Management).
13. SYMAP®. STUCKE ELEKTRONIK GmbH. Устройство управления и защиты электроэнергетических установок. Руководство пользователя.
14. DEIF. Справочник разработчика multi-line 2.

КОММЕНТАРИЙ

Прокомментировать оценки, которые дал автор предыдущего материала, мы попросили Валерия Александровича Овсейчука – одного из авторитетных специалистов в области прогнозирования развития электроэнергетической отрасли.

Валерий Овсейчук, д.э.н., профессор, главный эксперт ЗАО ПФ компания «СКАФ», г. Москва

С позицией Валентина Александровича Сушко я не вполне согласен, но считаю, что такая публикация будет полезна для обсуждения складывающейся ситуации в электроэнергетике страны.
В связи с этим необходимо отметить, что имеются официальные документы о стратегии развития электроэнергетики России, одобренные Правительством РФ:
«Концепция энергетической политики России в новых экономических условиях» (1992 г.);
«Основные положения Энергетической стратегии России на период до 2020 г.» (разработаны во исполнение распоряжения Правительства РФ от 16.03.2000 № 389-р, рассмотрены и одобрены Протоколом № 39 от 23.11.2000).
«Сценарные условия развития холдинга РАО «ЕЭС России» на 2007–2011 гг. и предварительный прогноз цен на перспективу до 2030 года» (утверждены Председателем Правления РАО «ЕЭС России», февраль 2007 г.)
По оценкам последнего документа, одноставочный тариф на электроэнергию с учетом мощности в 2010 г. в целом по России увеличится к уровню 2007 г. в 1,9 раза и составит 1,94 руб./кВт·ч. Для населения России тариф за 2007–2010 гг. увеличится в 1,54 раза и к 2010 г. составит в среднем 2,29 руб./кВт·ч. За этот же период, по данным Минэкономразвития России («Прогноз социально-экономического развития России до 2010 г.»), номинальная среднемесячная зарплата возрастет в 1,94 раза, трудовая пенсия в 1,84 раза, социальная пенсия в 2,09 раза. Индекс роста цен в промышленности ожидается на уровне 1,4. При этом к 2010 г. прогнозируется сближение опережающих темпов роста среднемесячной зарплаты и производительности труда (производство ВВП в расчете на одного занятого) с отношения 1,069 в 2006 г. до 1,014 к 2010 г. По моей оценке, после 2014 г. в экономике России рост производительности труда будет опережать рост заработной платы. Период 2011–2014 гг. в экономике России я оцениваю как завершающий этап переходного периода к рыночным отношениям, который будет характеризоваться реализацией мер по повышению эффективности и поступательному развитию экономики.
Из вышеприведенных данных следует, что удельный вес энергозатрат в доходе населения к 2010 г. будет не выше аналогичного показателя 2007 г. Следовательно, никаких коллапсов на начало 2011 г. не ожидается.
По нашей оценке*, в 2014 г. тарифы на электроэнергию в России составят:

  • средний тариф для потребителей – 2,3 руб./кВт·ч;
  • средний тариф для населения – 2,6 руб./кВт·ч;
  • средний тариф для предприятий с присоединенной мощностью более 750 кВА – 1,8 руб./кВт·ч.


* Овсейчук В.А. Методика оценки уровня регулируемых тарифов на электрическую (тепловую) энергию в регионе и доступ потребителей к электрическим сетям. – М.: ИПКгосслужбы, 2007.




Очередной номер | Архив | Вопрос-Ответ | Гостевая книга
Подписка | О журнале | Нормы. Стандарты | Проекты. Методики | Форум | Выставки
Тендеры | Книги, CD, сайты | Исследования рынка | Приложение Вопрос-Ответ | Карта сайта




Rambler's Top100 Rambler's Top100

© ЗАО "Новости Электротехники"
Использование материалов сайта возможно только с письменного разрешения редакции
При цитировании материалов гиперссылка на сайт с указанием автора обязательна

Segmenta Media создание и поддержка сайта 2001-2020