Современное состояние малой энергетики России

Необходимость проведения реформы в энергетике обусловили следующие факторы: низкая эффективность производства и потребления электроэнергии, несовершенство государственного регулирования электроэнергетики, снижение управляемости и эффективности функционирования, дефицит инвестиционных ресурсов, уменьшение надежности электроснабжения, кризисное состояние научно-технического развития, ухудшение показателей финансовой устойчивости, отсутствие результативной системы корпоративного управления.

В качестве основы реформирования электроэнергетической отрасли была принята концепция ее глубокой реструктуризации с разделением всех видов деятельности на естественно-монопольные (передача электроэнергии, оперативно-диспетчерское управление) и конкурентные (генерация, сбыт, ремонтное обслуживание, непрофильные виды деятельности). С помощью реформы планировалось увеличить количество инвестиционных ресурсов, повысить надежность отрасли, не допустить рост тарифов на электроэнергию и т.д.

После реформирования акционерные общества энергетики и электрификации были переданы в ведение региональных сетевых компаний, которым присвоен статус гарантирующих поставщиков. Они обязаны заключать договоры на электроснабжение с любыми потребителями, находящимися в их зоне. Гарантирующие поставщики до 2011 г. осуществляли передачу электроэнергии на основе регулируемых тарифов, однако с 1 января 2011 г. она в полном объеме поставляется по свободным (нерегулируемым) ценам, но население по-прежнему получает электрическую энергию по регулируемым тарифам.

Тариф на электроэнергию складывается из следующих составляющих: оптовой цены электроэнергии, услуги передачи по магистральным сетям, услуги транспортировки электроэнергии по распределительным сетям, услуги поставщиков оптового рынка электрической энергии и мощности, услуги энергосбытовых компаний за передачу электроэнергии. Однако электростанции производят и продают электрическую энергию намного дешевле, чем ее покупают обычные потребители (см. табл. 1) [1].

Таблица 1

Наименование электростанции	Год	Цена при поставке на оптовый рынок генерирующими компаниями, коп./кВт*ч (без НДС)	Тариф для потребителя, коп./кВт*ч (с НДС)
ОАО «Мосэнерго», ТЭЦ-7	2012	125,34	380
ОАО «Мосэнерго», ТЭЦ-11	2012	82,13	380
ОАО «Мосэнерго», ТЭЦ-27	2012	58,92	380
ОГК-1, Пермская ГРЭС	2011	73,67	247
ОГК-1, Уренгойская ГРЭС	2011	68,76	182
ОГК-1, Пермская ГРЭС	2010	64,2	225
ОГК-1, Уренгойская ГРЭС	2010	58,76	166
ОГК-2, Ставропольская ГРЭС	2010	94,13	254
ОГК-2, Сургутская ГРЭС-1	2010	54,78	166

Цены на электроэнергию на оптовом рынке и для продажи населению

Анализ данных таблицы позволяет сделать вывод о том, что цена, по которой электроэнергия отпускается производителем на оптовый рынок, меняется в сторону увеличения (в 2,5-6 раз). Разницу получают сетевые, энергосбытовые и другие компании.

Если говорить о ценах на электроэнергию в других странах мира, то в настоящее время они находятся на более низком уровне, чем в России. Рассмотрим динамику соотношения цен на электроэнергию в нашей стране и в США (см. рис. 1) [2].

□ Цена в России                           □ Цена в США

Рис. 1. Динамика соотношения цен на электроэнергию в России и США

Из данных рисунка можно сделать вывод, что последнее десятилетие цены на электроэнергию в России непрерывно росли, а в США последние четыре года наблюдается стабилизация цен. В 2010 г. Россия опередила США по стоимости электроэнергии.

Текущий уровень тарифов на электроэнергию в России близок к предельному уровню для развития промышленности. Повышение тарифов максимальным образом влияет на промышленные предприятия, которые производят социально значимые и менее конкурентоспособные товары, что, как следствие, сказывается на проблемных областях отечественной промышленности и ее конкурентоспособности.

В последнее время в России появляются все новые потребители электрической энергии - это и промышленные предприятия, предприятия малого и среднего бизнеса. Однако для того чтобы присоединиться к электрической сети, необходимо заключить договор на техническое присоединение. Тариф на техническое присоединение за последнее время существенно вырос (см. рис. 2) [3].

О Вложения на строительство               О Затраты на техническое присоединение

Рис. 2. Соотношение капитальных вложений в малую энергетику и затрат на техническое присоединение к единой энергетической сети

Раздел 1. Экономическая теория

Данные рисунка 2 позволяют говорить о том, что техническое присоединение к сети и строительство новой генерации в Центральной части России различаются примерно в два раза. Стоит отметить, что около 35% потребителей электрической энергии находятся в Центральной части России.

Таким образом, можно сделать вывод, что строительство малой генерации сегодня является наиболее перспективным шагом для вновь образованного бизнеса. За счет строительства малой электростанции потребитель выигрывает от дальнейшей переплаты за электроэнергию сетевым и энергосбытовым компаниям.

Проведем расчеты по определению себестоимости электроэнергии для малой станции, производящей электрическую энергию из угля (показатели работы электростанций приведены в таблице 2 [4]). Возьмем максимально установленную мощность малой электростанции 25 МВт, которая работает в базовой части графика нагрузки с использованием установленной мощности в течение 4 740 ч/г. Годовой отпуск электроэнергии определятся путем умножения установленной мощности электростанции на годовое число часов работы за вычетом расхода электроэнергии на собственные нужды станции.

Таблица 2

Группа показателей	Наименование	Значение
Технические показатели	Установленная мощность Р уст , МВт	25
	Число часов работы t , тыс. ч/г	4,74
	Расходы электроэнергии на собственные нужды СН , %	5
Показатели для расчета себестоимости производства электроэнергии	Удельный расход условного топлива в , г/(кВт*ч)	340
	Цена угля Ц , руб./т	1 500
	Амортизация основных фондов З ам , %	3,5
	Стоимость основных производственных фондов, млрд руб.	1
	Затраты на производственные услуги З пу , млн руб.	5
	Затраты на вспомогательные материалы Зв м, млн руб.	9
	Прочие затраты З пр , млн руб.	3
Платежи в государственные внебюджетные фонды, % от фонда оплаты труда	ПФР	26
	ФСС	2,9
	ФФОМС	2,1
	ТФОМС	3,0

Показатели работы электростанций

Расчет средств, относимых на себестоимость продукции (работ, услуг), производится по следующим составляющим затратам:

• -    топливо на технологические цели при про-

• изводстве электроэнергии Зтоп;

• -    оплата труда персонала З₍ основной деятельности;

  ’от , занятого в

  
  

• -    платежи в ПФР - З п _ф р , ФСС - З_ф сс , ФФОМС - З ффомс ^- , ^{ТФОМС -} З тфомс. ^;

• -    амортизация основных фондов З ам ;

• -    работы и услуги производственного характера З , в состав которых входят ремонтные и другие работы;

• -    сырье, основные и вспомогательные материалы, запасные части для ремонта оборудования З . _м ;

• -    прочие затраты З пр , в том числе: средства на проведение научно-исследовательских и опытноконструкторских работ; плата за предельно допу-

• стимые выбросы загрязняющих веществ в атмосферу; оплата процентов по полученным кредитам и бюджетным ссудам; налоги и другие обязательные сборы, отчисления и платежи, относимые на себестоимость продукции.

Затраты на топливо оцениваются по выражению:

Зтоп = в-Ц- Эотп, где в - удельный расход топлива на отпуск электроэнергии; Ц - цена топлива.

Годовое отпускаемое количество электроэнергии:

Э отп. = Р . t . (1 - СН) =

= 25 • 4,74 / (1 - 0,5) = 237 млн кВт*ч.

Топливные затраты на отпуск электроэнергии:

Зтоп. = в · Ц · Эотп. =

340 · 1 500 · 237 = 120,8 млн руб.

Амортизационные отчисления оцениваются в 3,5% от основных производственных фондов:

З_амр = 0,035· 1 000 000 000 = 35 · 10⁶ руб.

Годовой фонд оплаты труда З_о.т. определяется исходя из нормативной численности промышленно-производственного персонала в размере 1,6 чел. на 1 МВт, среднемесячной оплаты труда в размере 22 тыс. руб./мес. и установленной мощности:

З_о.т. = 1,6 · 25 · 22 · 12 = 10 560 · 10³ руб.

Платежи в Пенсионный фонд, фонды социального страхования и занятости рассчитываются следующим образом:

З_ПФР = 0,26 · 10 560 · 10³ = 2 745 · 10³ руб.

З_ФСС = 0,029 · 10 560 · 10³ = 306 · 10³ руб.

З_ФФОМС = 0,021 · 10 560 · 10³ = 221 · 10³ руб.

З_ТФОМС = 0,03 · 10 560 · 10³ = 317 · 10³ руб.

Затраты на вспомогательные материалы, производственные и прочие затраты устанавливаются по формуле:

З_в.м. + З_п.у. + З_пр. = 5 · 10⁶ + 9 · 10⁶ + 3 · 10⁶ =

= 17 · 106 руб.

Себестоимость электроэнергии, производимой за год:

СЕБ = 120,8 · 10⁶ + 35 · 10⁶ + 10,5 · 10⁶ +

+ 3,6 · 106 + 17 · 106 = 186,9 · 106 руб.

Себестоимость электроэнергии за 1 кВт*ч составляет [5]:

Т отп = ^СЕБ = ^{186,9 · 106} = 0,79 руб./(кВт*ч).

Э^отп      237 · 10^{6       ,}

Из этого следует, что стоимость производства электроэнергии на малой электростанции составляет 0,79 руб./(кВт*ч) при использовании в качестве сырья угля. Если рассматривать варианты потребления в каче стве сырья газа, то себестоимость будет еще ниже.

Сегодня электрическая энергия продается по цене от 2 до 4 руб. за кВт*ч, а в некоторых регионах цена для потребителей достигает 10 руб. за кВт*ч. На основании приведенных выше расчетов мы можем сделать вывод, что тариф на электроэнергию по отношению к себестоимости превышен минимум в три раза.

Зарубежные энергетические компании предлагают строительство малых электростанций из расчета 30–40 тыс. руб./(кВт*ч), строительство электростанции установленной мощности 25 МВт обойдется примерно в 1 млрд руб.

Покупка предприятием электрической энергии в размере 237 млн кВт*ч сегодня обойдется примерно в 600 млн руб. Таким образом, можно сделать вывод, что строительство малой электростанции перспективно и срок окупаемости составит примерно 3–4 года.