Оценка уровня перспективной себестоимости электроэнергии

И. Н. Ковалев, канд. техн. наук, доцент ИУБиП, г. Ростов-на-Дону

Энергосберегающая стратегия в производственных сферах, равно как и в жилищно-коммунальном хозяйстве, предполагает достоверную оценку эффективности инвестиций в энергосберегающие мероприятия. Речь идет о соблюдении рационального уровня потребления электроэнергии, материалов и иных видов ресурсов. Этот уровень определяется степенью эффективности инвестиций, которая не должна быть ниже заданной, оправданной на сегодняшний день величины. Соответствующие расчетные критерии и их анализ рассмотрены в [1, 2]. Практика их применения предполагает оценку перспективной стоимости электроэнергии. Существующие в стране научно-практические разработки ориентированы на действующие в настоящее время тарифы, например [3, 4]. Но последние сильно занижены по причине временного и вынужденного государственного регулирования оптовых цен, прежде всего, на природный газ и, как следствие, на другие энергоносители. При неизбежном интегрировании национальной экономики в мировое хозяйство государственное регулирование цен сведется к минимуму. Правительством Российской Федерации уже объявлены сроки отмены госрегулирования на оптовые цены природного газа (в течение ближайших 1–2 лет).

В связи с этим попытаемся найти уровень себестоимости электроэнергии β (долл. США/кВт•ч)¹ при свободных ценах (приближенных к мировым) на первичные энергоносители – органическое топливо.

Величина себестоимости электроэнергии β определяется, главным образом, следующими факторами:

– видом электростанций;

– расчетной ценой топлива Р;

– коэффициентом полезного действия η электроэнергетической системы;

– относительным содержанием топливной составляющей t в себестоимости электроэнергии.

Такой «затратный» подход к оценке тарифов обусловлен тем, что, несмотря на преобразование РАО «ЕЭС России» в энергохолдинг с конкурирующими энергокомпаниями, некоторые монопольные особенности электроэнергетики останутся (олигополии, вынужденные понижать цену продукции, все же остаются «мягкими диктаторами» на рынке). Поэтому свободная цена на электроэнергию, даже в условиях конкурентного рынка, будет определяться в основном предложением, но не спросом. Причина в том, что электроэнергия может быть отнесена к товарам первой необходимости с малоэластичным спросом: электропотребление незначительно снижается даже при значительном повышении цен на электроэнергию.

За основу возьмем мощную тепловую конденсационную электростанцию (ТЭС) с коэффициентом полезного действия η_э ≈ 0,35.

На ТЭС топливная составляющая себестоимости электроэнергии превалирует над остальными затратами. Поэтому ценовая связь между топливом и электроэнергией очевидна. Далее рассмотрим атомные и гидроэлектростанции.

Рассчитаем удельный расход органического топлива b на производство 1 кВт•ч электроэнергии. При этом учтем КПД как самой ТЭС, так и электрической сети, вплоть до шин 6, 10 кВ крупных потребителей. Рассматривая жилищно-коммунальных потребителей, примем во внимание их большую удаленность от электростанций и учтем этот фактор снижением КПД питающей системы.

Статистика свидетельствует, что в сетях энергосистем напряжением 110 кВ и выше теряется в среднем около 8–9 % от суммарной генерации активной мощности, а в распределительных сетях 110 кВ и ниже (системы электроснабжения промышленного типа) в среднем еще порядка 5 %. Поэтому сетевой коэффициент полезного действия η_с до токоприемников предприятий составляет около 87 %, а значит, полный КПД будет равен 0,3 согласно формуле:

     η = η_э η_с (1)

Для определения удельного расхода органического топлива b рассчитаем количество тепла (ккал), необходимого для получения 1 кВт•ч электроэнергии. Затем, рассчитав соответствующий вес топлива и зная его цену, получим искомую оценку себестоимости электроэнергии.

По известному энергетическому соотношению Джоуля-Ленца 1 кал ≡ 4,2 Дж = 4,2 Вт•с получаем удельное теплосодержание единицы электроэнергии (при η = 100 %): 1 кВт•ч ≡ 860 ккал.

Введя в тождество величину теплоты сгорания топлива Q_сг (ккал/кг), определяем соответствующее весовое топливосодержание: 1 кВт•ч = 860 / Q_сг.

Если учесть полный КПД, полученный по формуле (1), и расчетную стоимость топлива Р (долл. США/кг), можно определить удельную стоимость топливной составляющей β_т электроэнергии на рассматриваемой ТЭС:

     β_т  = [860 / (Q_сг η)]Р.(2)

Переход к себестоимости электроэнергии возможен при известной величине относительной составляющей топлива t в себестоимости:

     β  = [860 / (Q_сг η t)]Р.(3)

Стремясь к получению гарантированной (минимальной) оценки β, зададим максимально возможное расчетное значение t и минимальное расчетное значение Р. При этом возникают определенные сложности.

Топливная составляющая t до начала рыночных реформ оценивалась для ТЭС на уровне 0,4, т. е. около 40 % от полной себестоимости электроэнергии. Эту оценку вряд ли можно считать объективной, учитывая серьезные ценовые перекосы в советской экономике. Существование двух видов рублевых потоков – безналичного и наличного – привело к серьезной разнице в их покупательной способности, не говоря уже о различии сфер обращения. Безналичными расчетами оценивались фондовые ресурсы, наличными – потребительские товары, ими же измерялась зарплата. Конец 1980-х годов выявил их большую стоимостную несоизмеримость. Анализ причин такой диспропорции предполагает серьезные политэкономические исследования и выходит за рамки настоящей статьи. Заметим только, что начало обсуждению этой серьезной темы положено в [5] при анализе модели виртуальной экономики Гадди-Икеса для переходного периода [6]. Можно констатировать, что длительное существование распределительных (логистических, директивных) экономик неизбежно ведет к указанной структурной деформации в силу их хронически малой эффективности по сравнению  с рыночной системой. Поэтому оценка величины топливной составляющей t на уровне 40 % явно занижена, и ориентация на нее привела бы к значительному завышению стоимости электроэнергии и вступила в противоречие с принципом гарантированного результата. До появления научных исследований по затронутой теме, ограничимся принятием величины t равной 0,6, т. е. будем считать, что топливная составляющая в себестоимости электроэнергии ТЭС не превышает 60 %.

Не меньшая сложность возникает для обоснования расчетных цен на органическое топливо, ориентированных на мировые рынки. В экономических расчетах, связанных с обоснованием инвестиций (в данном случае речь идет об инвестициях в энергосберегающие мероприятия), оперировать нужно некоторыми расчетными ценами на электроэнергию, усредненными на весь предстоящий период срока службы соответствующего оборудования. В качестве исходной предпосылки естественно констатировать возрастающий ценовой тренд по каждому из видов органического топлива, учитывая их невозобновляемость. Введем понятие расчетной стоимости Р топлива и, ориентируясь на современные цены, будем говорить о соответствующей гарантированной оценке себестоимости электроэнергии β в том смысле, что она не завышена, а значит, рассчитанная с ее помощью эффективность инвестиций окажется также не завышенной. Известно, что прогнозирование цен малопродуктивно по причине имманентной чрезмерной неопределенности проблемы. Поэтому принятый подход, обеспечивающий некоторый «запас» в оценке эффективности, представляется единственно конструктивным. Он дает основания при определении численных показателей эффективности инвестиций всегда их округлять в большую сторону.

Получение расчетной величины Р_i для каждого вида топлива сводится, как всегда в таких задачах, к задаче рационального усреднения наблюдаемого ценового процесса во времени Р_i(t). С учетом принятой предпосылки следует оценить среднюю стоимость каждого топлива за некоторый достаточно длительный интервал времени, относящийся, например, к  последнему десятилетию. Известно, что диапазон изменения номинальных цен на нефть в период с января 1999 по май 2007 годов составлял 10–70 долл. США/барр. [7]. По-видимому, не имеет смысла рассчитывать среднюю величину данного ценового процесса, но достаточно взять середину соответствующего диапазона (размаха) изменения цен, т. е. принять для нефти Р = 35 долл. США/барр. (или, примерно, 220 долл. США/т).

Цена топочного мазута приблизительно на 30 % ниже цены на нефть и принята равной Р = 150 долл. США/т.

В табл. 1 приведены некоторые обобщенные ценовые показатели на основные виды органического топлива и принятые в работе расчетные цены.

Таблица 1 Некоторые расчетные технико-экономические показатели органического топлива

Вид топлива Диапазон цен по временному фактору и разновидностям, долл. США/т Расчетная цена, долл. США/т Теплота сгорания, ккал/кг Сырая нефть 70–430 220 – Топочный мазут – 150 9 500–10 000 Природный газ – 200 8 500–9 000 Уголь 30–130 100 3 500–8 000

Значения цены на уголь, как и величины его теплотворной способности, лежат в широком диапазоне, в зависимости от влажности, зольности и др. Цены в табл. 1 приводятся с учетом НДС, но без учета транспортной составляющей (железнодорожного тарифа).

Нижний ценовой уровень (расчетный), усредненный по перечисленным видам топлива, будем характеризовать величиной Р_т = 150 долл. США/т, которую можно отнести к условному топливу с теплотворной способностью 7 000 ккал/кг. Предположим, что данная величина характеризует нижнюю границу ценового тренда на органическое топливо в ближайшие 10–15 лет.

Заметим, что оценку Р_т= 150 долл. США/т никак нельзя считать завышенной. Согласно внесенной на днях в правительство концепции социально-экономического развития России до 2020 года (разработка Минэкономразвития), прогнозируемая цена нефти (смесь марки Urals) в 2010-е годы будет в среднем 350 долл. США/т, а к 2020 году вырастет до 370 долл. США/т.

В соответствии с принятыми численными значениями η и t расчетная формула для оценки себестоимости электроэнергии (3) преобразуется в формулу следующего вида:

η = 4 780 (Р_i / Q_сг.i), (4)

где цены измеряются в долл. США/кг, а теплотворная способность топлива в ккал/кг.

Из формулы (4) для условного топлива получаем численную оценку себестоимости электроэнергии β_у.т, равную 0,1 долл. США за один кВт•ч (без учета прибыли генерирующих компаний).

Для возможности оценки величины β в каждом конкретном случае приведены расчетные кривые (рисунок). Последние построены в соответствии с формулой (3) при расчетной цене топлива Р_т = 150 долл. США/т и теплоте сгорания условного топлива 7 000 ккал/кг, что предопределило цену тепловой единицы примерно в 20 долл. США/Гкал, рассчитанной по формуле:

р_q = P / Q_сг. (5)

В каждом конкретном случае может быть найдена соответствующая величина р_q, а себестоимость электроэнергии пропорционально пересчитана.

Расчетная себестоимость β_у.т рекомендуется в качестве базовой оценки в различных экономических расчетах в системах электроснабжения потребителей промышленного типа, расположенных относительно «близко» к шинам 110 кВ энергосистем. При этом под «близостью» понимается сравнительно небольшие активные сопротивления распределительных сетей напряжением 6, 10, 25 и 35 кВ относительно центров питания предприятий. Потери электроэнергии в сетях были в среднем оценены выше в 5 % от суммарной генераторной мощности энергосистем. При рассмотрении же полного КПД электроэнергетических систем до бытовых токоприемников ЖКХ величину потерь нужно принимать, как минимум, на уровне 10 %. Тогда, согласно (1), при коэффициенте полезного действия до токоприемников ЖКХ η_с = 0,82 получим полный КПД равным 0,29 и, согласно формуле (3), получим себестоимость электроэнергии β равной 0,11 долл. США/кВт•ч.

Рассмотрим вопрос перспективных цен на электроэнергию, получаемую от АЭС и ГЭС. Федеральная программа «Энергоэффективная экономика» [9] недавно была скорректирована Правительством РФ в сторону более динамичного развития генерирующих мощностей. В перспективе на 2020 год вклад ТЭС составит 65–70 % от суммарной мощности, при этом доля мощности газовых станций будет уменьшена до 30–35 %. Гидравлические и атомные электростанции возьмут на себя соответственно 15 и 20 %.

Рисунок 1. Зависимость себестоимости электроэнергии β от полного КПД электроэнергетической системы и топливной составляющей t

Определяя, насколько различается себестоимость электроэнергии, произведенной на АЭС и ГЭС, от полученной оценки β_у.т, отметим, что даже в прошлом, когда данный показатель для АЭС не учитывал ряд факторов (затраты по захоронению отработанного оборудования, полную топливную составляющую в связи с «военной» технологией переработки ядерного топлива и др.), себестоимость здесь превышала таковую для ТЭС [10]. Для ГЭС считалось, что себестоимость ее электроэнергии в несколько раз ниже по сравнению с ТЭС. Но и здесь не берутся во внимание трудно учитываемые, но жизненно важные факторы – затопление плодородных земель и исторических мест, вредное воздействие на экологию обширных водохранилищ, проблема обеспечения нереста рыбы и др. Можно предположить, что объективный учет амортизационной составляющей и составляющей, компенсирующей природно-исторические негативы при строительстве ГЭС, существенно поднимет себестоимость электроэнергии этих станций и приблизит ее к величине β_у.т. Возможно, именно по этой причине к строительству дорогих равнинных ГЭС подходят довольно осторожно.

Для АЭС сделанный вывод косвенно подтверждается величинами тарифов для Японии и Франции (табл. 2), имеющих большой процент этих станций по причине практического отсутствия собственного органического топлива.

Если принять прибыль энергокомпаний в размере 10 % от выручки за проданную электроэнергию, то величина перспективной стоимости электроэнергии будет находиться в интервале:

β  = 0,11 – 0,12. (6)

Сопоставим полученную оценку стоимости электроэнергии с тарифами на электроэнергию для наиболее характерных национальных экономик некоторых стран (табл. 2).

Таблица 2 Некоторые расчетные технико-экономические показатели органического топлива

Страна 1982 год 1990 год 1991 год 1992 год Норвегия 0,04 0,07 0,07 0,08 (0,07)* Канада 0,03 0,05 0,06 0,08 (0,09) Франция 0,10 0,15 0,14 0,15 (0,11) США 0,07 0,08 0,08 0,08 (0,09) Германия 0,09 0,16 0,16 0,17 (0,14) Англия 0,09 0,11 0,12 0,12 (0,10) Япония 0,12 0,18 0,2 0,19 (0,18) Турция 0,06 0,05 0,07 0,09 (0,2)

Относительно высокие цены в Японии, Германии, Франции, как уже было сказано, объясняются их невысоким собственным топливным потенциалом и вынужденными значительными затратами на экспортную транспортировку топлива.

Из табл. 2 видно, что полученная оценка (6) стоимости электроэнергии β близка к среднемировым и среднеевропейским ценам на бытовую электроэнергию. Конечно, нужно иметь в виду, что тарифы в жилищном секторе развитых стран превышают таковые для остальных потребителей. Но трудно предположить, что аналогичная тенденция установится в нашей стране, учитывая большой процент малообеспеченного населения и необходимость его социальной защиты.

Определенное превышение (6) над среднеевропейским и мировым уровнем можно объяснить относительно более протяженными сетями энергосистем, что снижает КПД питающих систем в целом.

Потенциальные возможности нетрадиционных электроисточников ограничиваются 1–2 % от потребной мощности и поэтому не оказывают заметного влияния на рассматриваемый вопрос.

Выводы

1. Практика энергосбережения обязана основываться на достоверной стоимости электроэнергии, экономически соразмерной со свободными ценами на органическое топливо (мировой уровень цен).

2. Существующие тарифы на электроэнергию в разы занижены из-за вынужденного временного регулирования цен в энергетике, что часто создает видимость неэффективности ряда энергосберегающих мероприятий.

3. Нижний, гарантированный уровень стоимости электроэнергии в настоящее время оценивается в 0,11–0,12 долл. США / кВт•ч.

 

¹ Расчет ведется в долл. США для более удобного сравнения с показателями себестоимости в других странах мира.

Литература

1. Дмитриев А. Н., Ковалев И. Н., Табунщиков Ю. А., Шилкин Н. В. Руководство по оценке эффективности инвестиций в энергосберегающие мероприятия. – М.: АВОК-ПРЕСС, 2005.

2. Ковалев И. Н. Особенности оценки эффективности государственных и частных инвестиций (инвестиции бизнеса) // Энергосбережение, 2007, № 2.

3. Волков Э. П., Баринов В. А., Маневич А. С. Проблемы и перспективы развития электроэнергетики России. – М.: Энергоатомиздат, 2001.

4. Кононов Д. Ю., Кононов Ю. Д. Новые требования и подходы к долгосрочному прогнозированию цен на электроэнергию. – М.: Известия АН РАН, Энергетика, 2006, № 3.

5. Ясин Е. Г. Российская экономика. Истоки и панорама рыночных реформ. Курс лекций. – М.: ГУ ВШЭ, 2003.

6. Gaddy C.G., Ickes B.W. Beyond a Bailot. Time to face about Russian Virtual Economy // http:// www.brook.cdu/fp/artcles/gaddy.I.htm. Сокращенная версия: Рынок ценных бумаг, 1998.

7. Гурова Т. РЕАЛЬНО ТЧК ЛОНДОН ТЧК // Эксперт. 2007. № 23.

8. Ковалев И. Н. К вопросу об экономической эффективности двухтарифных счетчиков электроэнергии // Энергосбержение. 2007. № 4.

9. Воронин А. Ю. Энергетическая стратегия России. – М.: Финансовый контроль, 2004.

10. Топливно-энергетический комплекс СССР - 1981 (экономико-статистический обзор) / Под общ. ред. С. Н. Ятрова. – М.: Госплан СССР, Всесоюзный научно-исследовательский институт комплексно-энергетических проблем, 1982.