Причины высоких цен на электроэнергию и меры по их снижению Москва, февраль 2011 г. П.В. Струнилин

2 1. Факторный анализ роста цен на электроэнергию на примере относительно благополучного Тюменского региона За гг. цены на электроэнергию для промышленных потребителей (110 кВ) выросли более, чем на 100% за последние три года (с 1,06 до 2,21 руб/кВтч). В гг. ожидается рост еще почти на 70% (до 3,72 руб/кВтч) Методика прогноза : Тарифы ФСК - по решению ФСТ до 2014 г. Тарифы МРСК – 30% ежегодно (минимальный темп при переходе на RAB). Топливные затраты и спарк-спред ТЭС – по газу (15% в год). Мощность ТЭС – по прогнозу Минэнерго (12% в год) Тарифы ГЭС/АЭС – по решению ФСТ на 2011 г. и далее по 5% ежегодно. * спарк-спред – стоимость переработки топлива в электроэнергию

3 2. Динамика сетевых тарифов (данные НП ГП) Рост от 50% до 200%

4 3. Причины высоких сетевых тарифов – высокие затраты на содержание. Бенчмаркинг удельных затрат на содержание сетевого хозяйства

5 4. Причины высоких сетевых тарифов – отсутствие правил формирования инвестиционных программ При формировании инвестиционных программ не учитываются принципы экономической обоснованности проектов ПРИМЕРЫ: 1. Строительство избыточных объектов Инвестпрограмма ОАО «Тюменьэнерго» на 2010 год, ПС 110 кВ Нагорная (2х40 МВА), 882 млн. руб., для энергоснабжения г. Ханты-Мансийска по предложению администрации ХМАО. Установленная мощность подстанций, питающих сегодня г. Ханты-Мансийск, составляет 272 МВА Пиковая нагрузка г. Ханты-Мансийска 95 МВА 2. Строительство непрофильных объектов в инвестпрограмме 2010 г., относящихся к ЕНЭС Надстройка 220 кВ на ПС Вандмтор + ВЛ км – 1133 млн. руб. Надстройка 220 кВ на ПС Игрим + ВЛ км – 1676 млн. руб. ПС 220 кВ Победа + ВЛ км – 1300 млн. руб. ПС 220 кВ Салехард + ВЛ 220 – 1360 млн. руб. 3. Отсутствует система контроля эффективности инвестиционных программ Проверкой обоснованности инвестиционной программы ОАО «Тюменьэнерго» на годы, величина которой составляет 94 млрд. руб., в Региональной энергетической комиссии занимается 1 человек.

6 5. Причины высоких сетевых тарифов – отсутствие стимулов к повышению надежности и снижению потерь ПРИМЕРЫ: 1. Надежность энергоснабжения Приказ Минэнерго «Об утверждении методических указаний по расчету надежности …» предусматривает ежегодный 1,5%-й темп улучшения надежности энергоснабжения. Коэффициент допустимого отклонения надежности по сетевым организациям данным приказом установлен на уровне 30%. Сетевые компании в течение следующих 20 лет (30%/1,5%) не имеют экономических стимулов к повышению надежности. 2. Потери электроэнергии На 2011 год Министерством энергетики увеличены до 9,05% нормативы потерь для предприятий Холдинга МРСК (с 7,45%), что эквивалентно 7,6 млрд. кВт.ч. или порядка 15 млрд. руб. Утвержденные нормативы превышают фактические потери (например, Ленэнерго на 3,74%, Костромаэнерго на 2%). Несмотря на ежегодно включаемые в тарифы расходы на реализацию программ снижения потерь, их уровень растет, а нормативы увеличиваются Минэнерго.

7 6. Причины высоких сетевых тарифов – «последняя миля» Структура себестоимости переработки газаМлрд.руб.% Стоимость переработки9,2100 в т.ч. стоимость электроэнергии6,267 ФСК0,88 перекр. субсидиров. – последняя миля(ФСК-МРСК)2,527 Юграгазпереработка – совместное предприятие Сибура и ТНК-ВР Структура цены на электроэнергиюРуб/кВтч% Конечная цена электроэнергии2,27100 МРСК0,8236 ФСК0,198 перекр. субсидиров. – последняя миля(ФСК-МРСК)0,6328 * включая сбытовую надбавку

8 7. Потеря конкурентоспособности потребителей РФ Источники: Eurostat, IEA

9 8. Тенденция к самоизоляции Экономия: 0,13 руб/кВтч Экономия: 1,20 руб/кВтч – с последней милей 0,57 руб/кВтч – без последней милей

10 9. Выводы Действующая система регулирования и функционирования ЕЭС и рынка энергии создает стимулы для потребителей к изоляции от этой системы за счет: 1. Высоких резервов на оптовом рынке 2. Инвестиционной надбавки для отдельных типов генераторов 3. Неэффективного распределительного сетевого комплекса 4. Нагрузки перекрестного субсидирования («последняя миля») Самоизоляция потребителей приведет к последующему лавинообразному процессу ухода потребителей от ЕЭС, так как цена для оставшихся потребителей будет расти

Предложения 1. Полный пересмотр инвестиционных программ Холдинга МРСК с оценкой соответствия критериям экономической эффективности, прогнозным темпам роста потребления и темпам роста ВВП. 2. Введение более жестких графиков снижения операционных затрат соответствующих международному опыту RAB-регулирования с дифференциацией графиков на основе бэнчмаркинга – сравнение предприятий Холдинга с лучшими российскими и зарубежными примерами. 3. Принятие жестких графиков снижения нормативных потерь, соответствующих инвестиционным программам сетевых компаний 4. Отказ от практики двухставочных тарифов для стимулирования сетевых компаний к сокращению неиспользуемого оборудования и новых подключений. 5. Изменение системы управления Холдингом МРСК путем: 6.1. включения представителей ключевых рыночных сообществ (производителей и потребителей) в совет директоров Холдинга МРСК и крупных территориальных сетевых организаций (ТСО) 6.2. передачи управления крупными ТСО частным компаниям (или консорциумам), имеющим соответствующий опыт эффективного управления