ВЛИЯНИЕ ТАРИФОВ НА ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ

М. И. Божков, канд. техн. наук, директор, npcapes@mail.ru

Научно-производственный центр "АПЭС"

Положение с электроснабжением потребителей в нашей стране приближается к катастрофическому. Даже в условиях кризиса спрос на электроэнергию продолжает опережать предложение. Ещё в 2006 г. Беляев В. С. [1] предупреждал о грозящих тяжёлых последствиях внедрения модели конкурентного рынка. И теперь, когда эта модель практически внедрена, страна в полной мере испытывает названные последствия.

Производители электроэнергии добиваются свободных (существенно увеличенных) цен на электроэнергию, установлены препятствия для подключения новых потребителей электроэнергии, усиливается электродефицитность единой национальной энергосистемы (ЕНЭС). Введён кошмарный закон об энергосбережении [2], в котором, вопреки общемировой практике, вместо экономического стимулирования энергосбережения сделан акцент на административно-правовое принуждение. В Кодекс РФ об административных правонарушениях вводится 12 новых пунктов! За несоблюдение требований в сфере энергосбережения штрафы будут составлять до 600 тыс. рублей. А полномочия наложения административных штрафов даны не менее чем девяти государственным органам исполнительной власти.

В [3] я описал, как простым перераспределением налога можно стимулировать потребителей к энергосбережению. Было предложено ввести акцизный налог на выработку электроэнергии в существующих вертикально интегрированных генерирующих компаниях с целью стимулирования энергосбережения и привлечения частных инвестиций в независимую малую энергетику. Многим оппонентам это предложение показалось абсурдным, и приводились следующие доводы:

· корреляционная связь между повышением тарифа на электроэнергию и электросбережением отсутствует;

· повышение цен на электроэнергию больно ударит по промышленным предприятиям;

· нельзя облагать налогом то, чего и так не хватает;

· "крупное" эффективнее "мелкого";

· тарифы на электроэнергию и так повысятся к 2012 г. до 5–5,5 руб./кВтч.

Попытаюсь последовательно опровергнуть эти доводы, выдвинув свои аргументы.

1. Исследования корреляционной связи между повышением тарифа на электроэнергию и электросбережением не проводились, и в принципе не могли проводиться, поскольку тарифы на электроэнергию в СССР не повышались более 50 лет. В СССР была дешёвая электроэнергия, а сейчас она ещё дешевле! Начиная с 70-х годов прошлого века цены на товары и услуги в среднем возросли в 100–120 раз, а на электроэнергию – только в 63 раза. Если 1 кВтч в 1970 г. стоил 4 коп., то сейчас в ценах 1970 года 1 кВтч стоит 2,5 коп.

По данным ОРГРЭС, по сравнению с "докризисным" 1990 г. потери электроэнергии в электрических сетях РФ увеличились к 2003 г. на 35 % при снижении отпуска в сеть на 14 %. Относительные потери возросли с 8,2 до 13,14 %. В 2003 г. потери электроэнергии достигли 107 млрд кВтч, что соизмеримо с выработкой всех атомных электростанций РФ. По отношению к отпуску электроэнергии в сеть потери составили 13,14 %. В 2008 г. потери электроэнергии составляли уже 13, 6 %, или 130 млрд кВтч. Снизилась относительная стоимость электроэнергии – возросли её потери в сетях.

Покажем цены на некоторые товары повседневного спроса по статистическим данным и ценникам 1984 и 2010 гг. (табл. 1)

Наименование товара	Стоимость товара по годам, руб.						Кратность роста цен 1970–2010
	1970	1975	1980	1985	1990	2010
Электроэнергия, кВтч	0,04	0,04	0,04	0,04	0,04	2,50	63
Дизтопливо, л	0,07	0,07		0,11		16,00	228
Бензин АИ-92, л	0,15	0,15		0,17		20,00	133
Хлебобулочные изд., кг	0,23	0,25	0,26	0,27	0,31	32,00	139
Колбасные изделия, кг	2,22	2,31	2,38	2,69	2,69	330,00	149
Мясо	1,71	1,71	1,81	1,89	2,3	310,00	178
Картофель, кг	0,13	0,14	0,14	0,15	0,40	15,00	115
Пиво жигулёвское, л	0,47	0,47	0,48	0,51	0,67	32,00	68
Водка, 0,5 л	2,87	2,87	3,62	4,12	6,68	120,00	42
Стальные конструкции, кг	0,30	0,30	0,30	0,30		36,00	120
Проволока медная, кг	1,61	1,6 1	1,81	1,81		210,00	130
Проволока алюминиевая, кг	1,2	1,2	1,42	1,42		120,00	100
Средняя зарплата, руб	145	160,0	170,00	190,0	400	21200	146

Низкие цены на электроэнергию во второй половине ХХ века нивелировались, с одной стороны, государством, которое строило энергообъекты по пятилетним планам на общенародные средства и бесплатно передавало их на баланс энергетикам, с другой – правом энергосистем навязывать потребителям в "Технических условиях" строительство и реконструкцию подстанций и сетей с последующей бесплатной передачей их также на баланс энергосистемы. И даже в те далекие годы проявлялся дефицит генерирующих мощностей – понижение частоты, введение понятия "заявленная мощность", регулирование режимов электропотребления (типа 2–2), составление списков потребителей-регуляторов, согласование аварийной и технологической брони.

2. Промышленные потребители выиграют от предлагаемого повышения тарифов на электроэнергию. Предлагаемое повышение тарифов на электроэнергию не должно привести к повышению издержек производства продукции на промышленных предприятиях, поскольку оно сводится к перераспределению налогов. Введение акциза на выработку электроэнергии на действующих электростанциях энергетической системы (ЭЭС) в размере 1,2–1,8 руб./кВтч позволит собирать налог до 1,5 трлн руб./год, что превышает налоговые сборы от НДС. Замена НДС этим налогом была бы выгодна и подавляющему числу предприятий, и государству, поскольку может существенно снизить издержки на налоговое администрирование и злоупотребления с возвратом НДС. Тогда потребители электроэнергии вместо "оптимизации" налогов занялись бы оптимизацией потребления электроэнергии.

Однако ФСТ России пошло по пути отбора денег у промышленных предприятий и населения в пользу поставщиков электроэнергии в виде дополнительных тарифов за мощность и транспорт. Тариф за мощность выглядит особенно иезуитским для юридических лиц, не имеющих возможности устанавливать дорогостóящие системы АСКУЭ. Так, например, сбытовые компании обязывают садоводства оплачивать мощность авансом за месяц вперед. Известно, что годовые графики нагрузки нашей энергосистемы имеют летний минимум, а недельные графики характеризуются провалами в выходные дни. Форма графиков нагрузок садоводств зеркально противоположная, ведь обычное садоводство является образцовым потребителем-регулятором! А по факту оно дополнительно оплачивает вымышленные услуги поставщиков.

3. Для чего нужен налог на выработку электроэнергии? Один из главных недостатков свободного рынка электроэнергии состоит в неизбежном повышении оптовых цен до уровня "маржинальных", соответствующих издержкам наименее экономичных электростанций, востребованных на рынке. Этот недостаток приводит к "незаслуженным" сверхприбылям наиболее эффективных производителей электроэнергии (ГЭС, АЭС, КЭС). Но даже при достижении маржинальной цены стоимость электроэнергии на строящихся новых электростанциях (ЭС) оказывается существенно выше из-за инвестиционной составляющей. Иначе они рискуют оказаться в парадоксальном положении: построенные "Мосэнерго" новые парогазовые установки (ПГУ) имеют сроком окупаемости 40(!) лет.

Следовательно, энергетики будут требовать дальнейшего повышения цен и будут получать (в основной массе) ещё бóльшую сверхприбыль. При сложившейся дефицитности ЭЭС независимо от того, будет ли введён налог на выработку электроэнергии или нет, цены на электроэнергию будут повышаться до уровня "маржинальных" [1, 4]. На рисунке показана примерная диаграмма стоимостей генерации электроэнергии на электростанциях ЭЭС, построенная по данным [5] и приведённая к усреднённому тарифу (руб./кВтч).

         Рисунок. Примерная диаграмма тарифов на генерацию электроэнергии: КСС – кривая стоимости генерации электроэнергии на существующих ЭС, построенная по усреднённым регулируемым тарифам 2010 г.; КНС – усреднённая стоимость электроэнергии на новых ПГУ (Иваново, Сочи, Москва, Зеленоград); заштрихованная площадь представляет собой предлагаемую сумму налогообложения.

Цена электроэнергии на выходе с ЭС возрастет на 1,2–1,8 руб. На столько же увеличится цена потерь электроэнергии в сетях ФСК и МРСК, на 1,5–2,0 руб. возрастут тарифы для потребителей, при этом вертикально интегрированные генерирующие компании не будут получать сверхприбыль, а строительство новых ЭС станет рентабельным. Сетевые компании резко пересмотрят свою политику по снижению издержек на потери электроэнергии, станет экономически целесообразным строительство малых ПГУ, газотурбинных установок (ГТУ) вблизи от центров электрических нагрузок. Акцизный налог несколько снизит привлекательность инвестиций в большую энергетику, но это будет благом для страны, так как уменьшатся амбиции по строительству крупнейших в мире ЭС.

Как показал анализ годовых отчётов генерирующих компаний, тарифы 2009 г. были вполне приемлемы для ОГК, ТГК, Росэнергоатома, ИНТЕР РАО ЕЭС, Мосэнерго и других монополистов. Все они имели достаточную прибыль при регулируемых тарифах, чтобы обеспечивать плановые ремонты оборудования и строить новые высокоэффективные энергоблоки на существующих электростанциях (Ленинградской, Нововоронежской, Ростовской АЭС, Уренгойской, Пермской, Черепецкой, Шатурской, Среднеуральской и других тепловых электростанциях). Строительство на подготовленной инфраструктуре существенно дешевле строительства новых ЭС и не требует дополнительных затрат в сети ФСК и МРСК.

По данным Минэкономразвития, цена на электроэнергию в России для конечного потребителя складывается из следующих составляющих: 7 % идёт на оплату услуг магистральных сетевых компаний (ФСК); 30 % подлежит уплате распределительным сетям низкого напряжения (МРСК); 60 % средств поступает на счета генерирующих компаний (ОГК, ТГК, "РусГидро" – всего 48 оптовых продавцов на начало 2010 г.); оставшиеся 3 % получают энергосбытовые компании [6]. В настоящее время тарифы российских распределительных сетевых компаний переводятся с системы "затраты плюс" на систему RAB (Regulatory Asset Base – регулируемая база капитала). Процедура определения тарифа при использовании RAB-регулирования состоит из трёх этапов: выявления текущих издержек, определения уровня инвестиций и установления нормы их доходности. Переход на новое регулирование тарифов ведёт к увеличению доли транспортной составляющей в стоимости электроэнергии и ещё большему росту цен на электроэнергию для конечного потребителя. При достижении значений тарифа 5–5,5 руб./кВтч для многих потребителей станет выгодно строить собственные электростанции. Малый и средний бизнес быстро сориентируется на восстановление заброшенных и строительство новых малых ГЭС, станет рентабельным (при небольшой госдотации) строительство ветряных ЭС и использование других возобновляемых источников энергии. За 5–10 лет предложение в области электроснабжения опередит спрос, возникнет положительный баланс мощности в узлах энергосистемы, отпадёт необходимость в отдельной плате за мощность и тем более – в плате за технологическое присоединение.

4. Не всегда "крупное" эффективнее "мелкого". Электростанция ЭС нашей страны является крупной сложной иерархической системой, и её устойчивость, надёжность и эффективность функционирования требуют применения системного техноценологического подхода. На ущербность доминирования гигантских ЭС в СССР, а теперь и в России, постоянно указывает Б. И. Кудрин [7]. Но в 70–80-х годах прошлого века в мировом энергетическом сообществе существовала доктрина "затраты на выработку электроэнергии сокращаются по мере увеличения единичных мощностей". И тогда не стояла задача комплексного технико-экономического анализа "выработки, транспорта и потребления" электроэнергии с учётом перспективы развития и возможных рисков. Энергетический кризис 70-х годов и последовавшие за ним события в энергосистеме США заставили многие умы усомниться в правильности доктрины о выгодности "крупного".

В 1965 г. электроэнергетическая промышленность США в основном состояла из фирм, являвшихся вертикально-интегрированными монополиями, регулируемыми государством. Несколько сотен вертикально-интегрированных предприятий, принадлежащих инвесторам, обеспечивали 75 % всей электроэнергии, производимой в США [8]. Когда мировые цены на нефть возросли с 1,9 долл. за баррель в 1972 г. до 10,46 в 1975 и до 34,99 в 1982 г., правительство США приняло Закон PURPA – "О политике в сфере регулирования предприятий коммунальной инфраструктуры" (The Public Utilities Regulatory Policies Act 1978) [9].

Этот закон снял препоны на пути ценовой конкуренции. Раздел 210 PURPA требовал, чтобы энергокомпании покупали электроэнергию у сертифицированных независимых производителей по ценам, которые не превосходят предельные издержик самóй энергокомпании при альтернативном производстве электроэнергии. Сразу после введения закона PURPA на рынок электроэнергии США буквально хлынул независимый мелкий производитель. Обнаружилось, что ГТУ 40–150 МВт сравнимы по экономичности с оптимальными угольными блоками 600–800 МВт, а самыми экономически жизнеспособными оказываются генераторы мощностью всего лишь 3–10 МВт.

Новая экономика мелких газовых установок позволила крупным потребителям электроэнергии угрожать монопольным энергокомпаниям установкой собственных генераторов для получения скидки в тарифах. К числу самых знаменитых относится пример компании Tosco в Линдене, штат Нью-Джерси, которая добилась снижения тарифа на 23 %. Эти угрозы вполне обоснованны ввиду прогресса в газотурбинной технике и технологии когенерации.

С дальнейшим прогрессом в производстве малых турбин даже мелкие потребители в жилищном секторе, имеющие доступ к природному газу, смогли генерировать свою собственную энергию по ценам более низким, чем у вертикально-интегрированных компаний [11]. В итоге с 1990 по 1994 г. 53 % новых генерирующих мощностей в США обеспечивалось независимыми мелкими производителями, что, таким образом, подорвало незыблемость догмы о выгодности "крупного". Другой пример: в Норвегии основные поставщики электроэнергии – вовсе не энергетические гиганты, а средние, малые и совсем мелкие производители [4]. При этом Норвегия производит электроэнергии на душу населения больше всех в мире.

Необходимо учитывать и тот фактор, что дешёвая электроэнергия на крупных электростанциях требует дорогой доставки до конечного потребителя. В настоящее время дефицитность ЕНЭС России в основном определяется "тромбами" на узловых подстанциях и перегруженностью ВЛ, сопровождающейся сверхнормативными нагрузочными потерями. В своё время ЕЭС страны создавалась директивным путём с учётом суточного расчётного цикла межсистемных перетоков электроэнергии – как следствие, в загрузке производственных мощностей были запланированы фиксированные перетоки [12]. Поскольку по потреблению электроэнергии мы вышли на доперестроечный уровень, сети ФСК и МРСК приблизились к пределу своих возможностей. А если учесть и структурные изменения в потреблении электроэнергии при сохранении структуры её производства, то, естественно, в ЕНЭС появились энергодефицитные зоны. У нас дефицитными являются целые области и края: например, Томская область обеспечена только на 40 %, Алтайский край –на 50 %, большие проблемы в Москве, в Южном ФО, на Чукотке и Камчатке. На международной конференции холдинга МРСК (С.-Петербург, 12.05.2010) указывалось на высокий процент износа сетей (табл. 2).

2. Необходимые объёмы замены оборудования в сетях МРСК

Наименование	U, кВ	Ед. изм.	Количество
Подстанции	35–220	тыс. штук	4,7
Трансформаторы	35–220		11,8
Выключатели	6–220		39,4
ТП, РП	6–200		143
Воздушные линии	35–220	тыс. км	170
Кабельные линии	6–220		39,4

Видно, что такую программу невозможно выполнить за 2–3 года. Значит, "запрет" на подключение новых потребителей в виде грабительского тарифа на технологическое присоединение будет продолжаться. Отчаявшиеся представители малого бизнеса уже прекратили подавать заявки на технологическое подключение мощности (15–100 кВт).

3. Динамика удовлетворения запросов малого бизнеса

Год	Подано заявок	Заключено договоров	Подключено
2007	6907	1838	881
2008	4649	1917	647
2009	679	381	243

Все, что собирают монополисты по этому тарифу, поступает в основном от бензоколонок, а за большую мощность – от новостроек в жилищном секторе и в автопроме. Для успешного выполнения своей программы МРСК также будет добиваться  увеличения всех видов тарифа.

5. Повышение тарифов по прежнему сценарию вредно для экономики. У нас нет настоящего рынка электроэнергии. Метод RAB – регулирования тарифов (как и метод "затраты+") основан на затратном принципе, и его можно сформулировать более конкретно "затраты производства + затраты на инвестиции +". При отсутствии реальной конкуренции существующие методы формирования тарифов стимулируют рост затрат у энергетиков, а тарифы на мощность (тарифы за не оказываемые услуги) поощряют бесконтрольную расточительность (дармовые деньги развращают). Безусловно, цена на электроэнергию должна быть 5–5,5 руб./кВтч, но не путём произвольного повышения, а путём предлагаемого акцизного налога. Рациональная цена на электроэнергию – это альтернативная величина между себестоимостью собственного производства и покупкой на стороне. Тариф должен быть только на электроэнергию.

Потребители пользуются электрической энергией для создания материальных и духовных благ. Именно электроэнергия превращается в различных электроприёмниках в другие виды энергии, и только она может быть товаром как предмет купли-продажи, именно её экономия приводит к итоговой экономии ТЭР. Разделение тарифов на "ночной", "пиковый" и "полупиковый" разве не решает проблему для электростанций, участвующих в регулировании графика производства электроэнергии? И, с другой стороны, такая дифференциация тарифов разве не стимулирует потребителей к участию в регулировании графика нагрузки энергосистемы? Если части генерирующих компаний приходится работать только в пиковый период, пусть продают электроэнергию по пиковым ценам. А процветающая сейчас торговля мощностью напоминает торговлю брокерскими местами на биржах в лихие 90-е годы, с той лишь разницей, что тогда свобода выбора была, а сейчас её нет.

Создание реальных рыночных условий возможно только при существенном развитии независимой малой энергетики. Надо, наконец, в России принять программу по типу американской PURPA, понизить планку минимальной мощности для субъектов рынка генерации, обязать сетевые компании принимать, а сбытовые – покупать электроэнергию у независимых мелких производителей по региональным ценам. Тогда снизится нагрузка на ЕНЭС, снизятся нагрузочные потери в сетях, станет более надёжной и эффективной система электроснабжения страны.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Беляев Л. С. Недостатки реализуемой концепции реформирования электроэнергетики России и необходимость её корректировки. Иркутск: ИСЭМ СО РАН, 2006. 48 с. Препринт № 1.

2. Осика Л. К. Падёт ли последний бастион? // Электрика. 2010. № 1.

3. Божков М. И. Энергосбережение – это оптимизация производства и потребления энергии // Электрика. 2010. № 1.

4. Татаринов Н. Прорыв обеспечит новая генерация // Инновации в электроэнергетике. Декабрь, 2008.

5. Приказ Федеральной службы по тарифам (ФСТ России) от 24 ноября 2009 г. № 326-э/3. О тарифах на электрическую энергию (мощность), продаваемую на оптовом рынке по договорам в рамках предельных (минимального и максимального) объёмов продажи электрической энергии (мощности) по регулируемым ценам (тарифам).

6.   http://www.akm.ru/rus/comments/2010/may/13/ns_12120.htm

7. Сводная библиография по электрике, технетике, общей ценологии и картинки из прошлого. К 75-летию со дня рождения проф. Б. И. Кудрина / Составители В. И. Гнатюк, Б. В. Жилин, В. В. Фуфаев. Изд. 2-е., перераб. и доп. Вып. 41. "Ценологические исследования". М.: Технетика, 2009. 346 с.

8. Kwoka Jr. J. E. Power Structure // Kluwer Academic Publishers. Boston. 1996. P. 1–12.

9. U. S. Department of Energy. Energy Information Administration. Annual Energy Review. Tabl. 5.17

10. Kansas D. For Electric Utilities, the Future is Less Than Bright // Wall Street Journal. 10 february 1994. P. В3.

11. Hockenyos J., O'Connor B. and Wright J. Potential Economic Impacts of Restructuring the Electric Utility Industry // Small Business Survival Committee. Washington, November, 1997 г., P. 11.

12. Попова Е. Делёж энергопирога // Экономика и жизнь. 2005. № 17.