Разработка методов формирования структуры потребления первичных энергоресурсов для производства электроэнергии тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 08.00.05, кандидат экономических наук Максимов, Александр Александрович

• Максимов, Александр Александрович
• кандидат экономических наук
• 2012

Оглавление диссертации кандидат экономических наук Максимов, Александр Александрович

Содержание

Введение

Глава 1. Анализ состояния и перспективы развития электроэнергетики РФ

1.1. Обеспечение эффективного, надежного и экологически безопасного энергоснабжения в РФ

1.2. Использование нетрадиционных источников энергии в РФ

1.3. Ситуация и проблемы в электроэнергетике РФ

1.4. Методы, используемые при планировании производства электроэнергии

Глава 2. Разработка модели, описывающей процессы формирования затрат на производство электроэнергии

2.1. Применение портфельного анализа при планировании производства электроэнергии

2.2. Математическая модель, используемая при расчетах

2.3. Риски, связанные с колебанием цен на первичные энергоресурсы

2.4. Учет технологий с нулевым уровнем риска

2.5. Практические реализуемое множество структур потребления

2.6. Сравнение текущей и прогнозной структур потребления первичных энергоресурсов

Глава 3. Применение модели для анализа структуры потребления первичных энергоресурсов на территории РФ

3.1. Абсолютные значения уровня риска, издержек и объема производства электроэнергии

3.2. Эффект масштаба

3.3. Учет воздействия на окружающую среду

3.4. Учет затрат на перевод электростанций на другой вид топлива

3.5. Сравнение существующих и новых технологий

Глава 4. Разработка процедуры выбора оптимальной структуры потребления

4.1. Процедура выбора оптимальной структуры потребления

4.2. Анализ инфраструктурных эффектов различных направлений развития электроэнергетики России в ближайшие 10-20 лет

Основные выводы и предложения

Список литературы и источников

Приложение 1. Структура выработки электроэнергии

Приложение 2. Средние цены на отдельные виды первичных топливно-энергетических ресурсов

Приложение 3. Прогноз индексов-дефляторов до 2020 г

Приложение 4. Потери электроэнергии в сетях энергосистем РФ в 2000-х годах

Приложение 5. Анализ динамики цен на первичные энергоресурсы в России

Приложение 6. Установленные мощности генерирующих компаний России.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка методов формирования структуры потребления первичных энергоресурсов для производства электроэнергии»

Введение

В настоящее время электроэнергетика имеет большое значение в хозяйстве Российской Федерации, что объясняется такими преимуществами электроэнергии перед энергией других видов, как относительная лёгкость передачи на большие расстояния, распределения между потребителями, а также преобразования в другие виды энергии. Поэтому обеспечение надежного, технологического эффективного производства электроэнергии с минимальными издержками является необходимым фактором, обеспечивающим стабильное развитие экономики страны. Однако энергетическая отрасль Российской Федерации в данный момент характеризуется высоким износом основных фондов (в целом по стране коэффициент износа составляет 60%, а в отдельных субъектах доходит до 70%). В результате высокого физического износа электроэнергетического оборудования значительно снизилась надежность функционирования отрасли, о чем свидетельствует ряд крупных аварий, произошедших за последние годы. Более того, в связи с ожидаемым ростом экономики требуется существенное увеличение мощностей по производству электроэнергии. Значительное влияние на отрасль оказывают колебания цен на первичные энергоресурсы (в особенности нефть, газ и уголь), так как затраты на топливо составляют основную часть издержек на производство электроэнергии. Колебания цен на первичные энергоресурсы приводят к трудно контролируемому росту цен на электроэнергию для конечных потребителей.

Текущее состояние электроэнергетики в России требует реализации крупномасштабной инвестиционной программы по созданию и модернизации энергетических мощностей, способных обеспечить будущие потребности народного хозяйства России. Данная инвестиционная программа должна привести электроэнергетическую отрасль в такое состояние, в

котором она могла бы обеспечить эффективное, надежное и безопасное энергоснабжения страны.

В мире основной тенденцией является внедрение энергосберегающих технологий и повышения доли альтернативных источников в мире в связи с текущей ситуацией с поставками энергоносителей. При этом существует явное отставание темпов внедрения новых технологий в России от темпов внедрения в Европе, США и других развитых странах. Таким образом, отсутствие крупномасштабных инвестиций в новые технологии в производстве электроэнергии может привести к потере Россией статуса одной из ведущих держав.

Важным вопросом при выборе вариантов реализации инвестиционной программы обновления электроэнергетических мощностей является обоснование структуры потребления первичных энергоресурсов. Существующие методы формирования структур потребления энергоресурсов основываются на сценарном подходе, не учитывают случайный характер цен на первичные энергоресурсы и не позволяют в полной мере решать задачи формирования инвестиционной политики в электроэнергетики.

Для формирования оптимальной структуры потребления первичных энергоресурсов необходимо учесть ряд ограничений и рисков, в том числе:

• колебания цен на топливо, которые составляют значительную часть затрат на производство электроэнергии;

• вероятность негативного воздействия на окружающую среду и связанные с этим дополнительные издержки: выбросы вредных веществ, ликвидация последствий аварий;

• инвестиционные ограничения - переход к новой структуре потребления первичных энергоресурсов сопряжен со значительными инвестиционными затратами;

• ограничения на возможности использования различных видов энергоресурсов. Например, на территории РФ невозможно осуществлять генерацию на 100% с помощью ГЭС.

Таким образом, разработка методов формирования оптимальной структуры потребления первичных энергоресурсов для производства электроэнергии, учитывающих различные виды рисков и ограничения, является актуальной проблемой.

Область исследования - Исследование проведено в соответствии с пп. 1.1.18 «Проблемы повышения энергетической безопасности и экономически устойчивого развития ТЭК. Энергоэффективность» и 1.1.19 «Методологические и методические подходы к решению проблем в области экономики, организации управления отраслями и предприятиями топливно-энергетического комплекса» паспорта специальности 08.00.05.

Объектом исследования являются структуры потребления первичных энергоресурсов для электроэнергетики Российской Федерации.

Целью исследования является разработка методов формирования оптимальной структуры потребления первичных энергоресурсов для производства электроэнергии с учетом различного рода рисков и ограничений.

В соответствии с поставленной целью настоящая работа предусматривает решение следующих основных задач:

• анализ текущего состояния и прогноз развития электроэнергетики РФ;

• анализ рисков и практических ограничений, связанных с формированием различных структур потребления первичных энергоресурсов;

• разработка метода выбора оптимальной структуры потребления первичных энергоресурсов с учетом различного рода рисков и ограничений;

• применение разработанных методов для формирования рекомендаций по выбору оптимальной структуры потребления первичных энергоресурсов.

Научная новизна исследования заключается в следующем:

• проведены исследования зависимости между ценами на первичные энергоресурсы и определены статистические характеристики (стандартные отклонения и коэффициенты взаимной корреляции). Показано, что имеется статистическая зависимость между изменениями цен на горючие полезные ископаемые (нефть, природный газ и уголь). Данные зависимости использовались для формирования оптимальных структур потребления первичных энергоресурсов;

• разработана модель, описывающая процессы формирования затрат на производство электроэнергии с помощью двух основных показателей: ожидаемые затраты на генерацию электроэнергии и степень риска, описываемая среднеквадратичным отклонением затрат. Данная модель позволяет рассматривать различные варианты структур потребления первичных энергоресурсов, сравнивать их и находить эффективное множество вариантов, элементы которого обеспечивают получение минимального риска при заданных издержках;

• разработана процедура выбора оптимальной структуры потребления, в основе которой лежит моделирование структуры потребления первичных энергоресурсов и расчет ожидаемых издержек и уровня

риска. Данная процедура учитывает следующие факторы: объем производства электроэнергии, воздействие на окружающую среду, ввод и выбытие генерирующих мощностей, возможность перевода электростанций на другой вид топлива, ограничения на величину инвестиций, ограничения на ресурсную базу электроэнергетики, а так же возможности внедрения перспективных энергосберегающих технологий генерирования. Применение данной процедуры позволяет выбирать оптимальные структуры потребления первичных энергоресурсов;

• проведен анализ текущей структуры потребления первичных энергоресурсов, а так же прогнозных структур на период до 2020 г., сформированных согласно положений «Энергетической стратегии РФ до 2030 года» и «Генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики до 2030 г.». Данный анализ показал, что текущая и прогнозная структура находятся достаточно далеко от границы эффективности и не позволяют существенно улучшить структуру потребления первичных энергоресурсов в направлении снижения уровней издержек и риска;

• построено допустимое множество структур потребления, которые могут быть реализованы на основе существующей структуры и при условии ограниченного объема инвестиций. Сформирована рекомендуемая структура потребления первичных энергоресурсов, в которой учитывается возможность использования перспективных технологий производства электроэнергии, имеющих значительно большее значение КПД (до 70%). Полученный вариант позволяет существенно снизить величину как ожидаемых затрат на производство электроэнергии, так и уровень риска.

Степень разработанности и изученности темы. В отечественной и зарубежной экономической литературе существуют различные подходы к определению оптимальной структуры потребления первичных энергоресурсов для обеспечения заданного уровня выработки электроэнергии.

Вопросам анализа состояния ТЭК, моделирования его развития и разработке методов выбора оптимальных структур потребления первичных энергоресурсов посвящены работы А.Ф. Андреева, В.Д. Зубаревой, Ю.Ф. Касимова, В.В. Леонтьева, Е.А. Телегиной, Ю.И. Черного, A.A. Макарова, R.A. Ristinen, J.J. Kraushaar и др.

Основными методами, используемыми при планировании производства электроэнергии в масштабах страны, являются: составление топливно-энергетических балансов, метод межотраслевого баланса и модели общего макроэкономического равновесия. Рассмотренные выше методы планирования производства электроэнергии основываются на рассмотрении ограниченного числа сценариев и не учитывают случайный характер цен на первичные энергоресурсы.

В последние годы появились работы S. Awerbuch, M. Berger, Jaap С. Jansen, Luuk Beurskens, посвященные использованию портфельной теории Г. Марковича, У. Шарпа и Д. Тобина для анализа уровней издержек и рисков структур потребления первичных энергоресурсов стран ЕС. Однако в данных исследованиях не учитывались масштабы производства электроэнергии и целый ряд ограничений на возможные структуры потребления первичных энергоресурсов, что не позволяет использовать данный подход для выбора оптимальной структуры потребления первичных энергоресурсов в масштабах страны. Это явилось основанием к разработке методов формирования оптимальной структуры потребления первичных энергоресурсов для

производства электроэнергии, учитывающих различного рода ограничения и риски.

Информационной основой данного исследования стали опубликованные в открытой печати материалы о текущем и прогнозном состоянии ТЭК РФ и в целом в мире. Основными источниками являлись: Энергетическая стратегия России до 2030 года; отчеты Федеральной службы государственной статистики РФ, Министерства экономического развития РФ, Министерства промышленности и торговли РФ, Министерства энергетики России и США, Управления экономики и статистики США, Международного Энергетического Агента (1ЕА), агентства ПроАтом, компании ТгаёеТесИ и др.

Практическая ценность диссертационной работы состоит в создании и численной реализации метода оценки эффективности и выбора оптимальных структур потребления первичных энергоресурсов на уровне экономики страны.

Полученные результаты исследования могут быть использованы при формировании структуры потребления первичных энергоресурсов в масштабах страны, и разработке генеральных схем размещения объектов электроэнергетики.

Апробация результатов исследования: В ходе выполнения диссертации результаты исследований докладывались на научных семинарах кафедры финансового менеджмента РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина в 2009-2011 гг. и на IX Всероссийской научно-технической конференции «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России» (30 января - 1 февраля 2012 года).

Публикации. Основное содержание диссертации опубликовано в 3 работах в изданиях из перечня, рекомендованных ВАК Минобразования.

Заключение диссертации по теме «Экономика и управление народным хозяйством: теория управления экономическими системами; макроэкономика; экономика, организация и управление предприятиями, отраслями, комплексами; управление инновациями; региональная экономика; логистика; экономика труда», Максимов, Александр Александрович

Основные выводы и предложения

В ходе проведенного исследования были получены следующие результаты и выводы:

1. На основе исследования состояния электроэнергетики РФ выявлена существенная зависимость стоимости электроэнергии для конечных потребителей от конъюнктуры, складывающейся на рынках первичных энергоресурсов. Были проведены исследования зависимости между ценами на первичные энергоресурсы и определены статистические характеристики (стандартные отклонения и коэффициенты взаимной корреляции). Показано, что имеется статистическая зависимость между изменениями цен на горючие полезные ископаемые (нефть, природный газ и уголь). Данные зависимости использовались для формирования оптимальных структур потребления первичных энергоресурсов.

2. Разработана модель, описывающая процессы формирования затрат на производство электроэнергии с помощью двух основных показателей: ожидаемые затраты на генерацию электроэнергии и степень риска, описываемая среднеквадратичным отклонением затрат. Данная модель позволяет рассматривать различные варианты структур потребления первичных энергоресурсов, сравнивать их и находить эффективное множество вариантов, элементы которого обеспечивают получение минимального риска при заданных издержках.

3. Разработана процедура выбора оптимальной структуры потребления, в основе которой лежит моделирование структуры потребления первичных энергоресурсов и расчет ожидаемых издержек и уровня риска. Данная процедура учитывает следующие факторы: объем производства электроэнергии, воздействие на окружающую среду, ввод и выбытие генерирующих мощностей, возможность перевода электростанций на другой вид топлива, ограничения на величину инвестиций, ограничения на ресурсную базу электроэнергетики, а так же возможности внедрения перспективных энергосберегающих технологий генерирования. Применение данной процедуры позволяет выбирать оптимальные структуры потребления первичных энергоресурсов;

4. Проведен анализ текущей структуры потребления первичных энергоресурсов, а так же прогнозных структур на период до 2020 г., сформированных согласно положений «Энергетической стратегии РФ до 2030 года» и «Генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики до 2030 г.». Данный анализ показал, что текущая и прогнозная структура находятся достаточно далеко от границы эффективности и не позволяют существенно улучшить структуру потребления первичных энергоресурсов в направлении снижения уровней издержек и риска;

5. Построено допустимое множество структур потребления, которые могут быть реализованы на основе существующей структуры и при условии ограниченного объема инвестиций. Сформирована рекомендуемая структура потребления первичных энергоресурсов, в которой учитывается возможность использования перспективных технологий производства электроэнергии, имеющих значительно большее значение КПД (до 70%). Полученный вариант позволяет существенно снизить величину как ожидаемых затрат на производство электроэнергии, так и уровень риска.

Полученные результаты свидетельствуют о том, что производители энергии в России должны обратить внимание на портфельную теорию, как основу для создания энергетической политики и планирования структуры энергопотребления на будущие периоды. Созданные с использованием положений портфельной теории портфели генерации выгодны как производителям электроэнергии, так и конечным потребителям: снижение уровня риска для производителей электроэнергии влияет на стоимость электроэнергии для конечных потребителей.

Необходимо в дальнейшем учитывать положения портфельной теории при проектировании структур потребления первичных энергоресурсов: как с позиции анализа возможностей создания вариантов структур потребления первичных энергоресурсов ближе к границе эффективности, так и с позиций недопущения роста уровня риска в погоне за увеличением выработки.

Список литературы диссертационного исследования кандидат экономических наук Максимов, Александр Александрович, 2012 год

Список литературы и источников.

1. Федеральный закон Российской Федерации от 26 марта 2003 г. № 35-Ф3 «Об электроэнергетике».

2. Федеральный Закон «Об использовании атомной энергии» от 21 ноября 1995 г. № 170-ФЗ.

3. Федеральный закон Российской Федерации от 23 ноября 2009 г. № 261-ФЗ «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации».

4. Правила разработки и утверждения схем и программ перспективного развития электроэнергетики (утверждены Постановлением Правительства РФ № 823 от 17 октября 2009 года «О схемах и программах перспективного развития энергетики»).

5. Энергетическая стратегия России до 2020 года (утверждена Распоряжением Правительства Российской Федерации № 1234-р от 28 августа 2003 года).

6. Энергетическая стратегия России на период до 2030 года (утверждена распоряжением Правительства Российской Федерации № 1715-р от 13 ноября 2009 года).

7. Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2020 года (одобрена Распоряжением Правительства Российской Федерации № 215-р от 22 февраля 2008 года).

8. Основные параметры прогноза социально-экономического развития

Российской Федерации на период до 2020-2030 годов. Приложение к

Концепции долгосрочного социально экономического развития

109

Российской Федерации (утверждена распоряжением Правительства Российской Федерации от 17 ноября 2008 г. № 1662-р).

9. Основные направления государственной политики в сфере повышения энергетической эффективности электроэнергетики на основе использования возобновляемых источников энергии на период до 2020 года (утверждены распоряжением Правительства РФ от 8 января 2009 г. № 1-р).

10. Гитман JI. Дж., Джонк М. Д. Основы инвестирования. Пер. с англ. — М.: Дело, 1997. — 1008 с.

11. Глазьев С.Ю. Теория долгосрочного технико-экономического развития. -М.: ВлаДар, 1993,310 с.

12. Гнеденко Б. В. Курс теории вероятности — 8-е изд. доп. и испр.. — М.: Едиториал УРСС, 2005. — 448 с.

13. Касимов Ю. Ф.. Основы теории оптимального портфеля ценных бумаг

— М: Информационно-издательский дом «Филинъ», 1998.

14. Математический энциклопедический словарь / Гл. ред. Прохоров Ю. В.

— 2-е изд. — М.: «Советская энциклопедия», 1998. — 847 с.

15. Орлов А. И. Прикладная статистика. Учебник. — М.: Экзамен, 2006.

16. Петров B.C.. Теория и практика инвестиционного анализа фондовых активов. Информанализ. — М: Маркет ДС, 2008

17. Тихонов В.И., Харисов В.Н. Статистический анализ и синтез радиотехнических устройств и систем — Учебное пособие для ВУЗов.

— М.: Радио и связь, 1991. — 608 с.

28. Под общей редакцией чл.-корр. РАН Е.В. Аметистова том 2 под редакцией проф.А.П.Бурмана и проф.В.А.Строева // Основы современной энергетики. В 2-х томах. — Москва: Издательский дом МЭИ, 2008.

29. Alan Wyatt, Electric Power: Challenges and Choices, (1986), Book Press Ltd., Toronto.

30. Bazaraa M. S., Sherali H.D., Shetty С. M. Nonlinear Programming (2nd ed.) Wiley & Sons, 1994.

31. Bertani, Ruggero (September 2007), "World Geothermal Generation in 2007", Geo-Heat Centre Quarterly Bulletin (Klamath Falls, Oregon: Oregon Institute of Technology). — T. 28 (3): 8-19.

32. Compiled by Earth Policy Institute from European Photovoltaic Industry Association (EPIA), Global Market Outlook for Photovoltaics Until 2013 (Brussels: April 2009), p. 13; EPIA, Global Market Outlook for Photovoltaics Until 2014 (Brussels: May 2010), pp. 5,10-21.

33. D.W.Keith,J.F.DeCarolis,D.C.Denkenberger,D.H.Lenschow,S.L.Malyshev,S. Pacala,P.J.Rasch The influence of large-scale wind power on global climate / Proceedings of the National Academy of Sciences of the United States of America. — 2004. — B. 46.

34. Dr.Yang (Missouri Western State University) A Conceptual Study of Negative Impact of Wind Farms to the Environment / The Technology Interface Journal. — 2009. — В. 1.

35. Holm, Alison (May 2010), Geothermal Energy: International Market Update, Geothermal Energy Association.

36. John O'Brien, Regional Technical Advisor, UNDP Bratislava «Transition to a Low Carbon and Climate Resilient Economy at the Sub-national Level» Yakutsk, Sakha Republic (Yakutia), Russia June 2-5, 2010

37. Lema, Adrian and Kristian Ruby, «Between fragmented authoritarianism and policy coordination: Creating a Chinese market for wind energy», Energy Policy, Vol. 35, Isue 7, July 2007.

38. Markowits Harry M. Portfolio Selection // Journal of Finance. 1952. 7. № 1 pp. 71-91.

39. Markowitz H. M., Mean Variance Analysis in Portfolio Choice and Capital Markets. Basil. Blackwell. 1990.

40. OECD/IEA, WEO 2008 Power Generation Cost Assumptions.

41. Renewables 2010. Global Status report. Renewable Energy Policy Network, 2010.

42. Report to Leaders on the G20 Commitment to Rationalize and Phase Out Inefficient Fossil Fuel Subsidies, 2010.

43. Role and Potential of Renewable Energy and Energy Efficiency for Global Energy Supply, the German Federal Environment Agency FKZ 3707 41 108 Report Stuttgart, Berlin, Utrecht, Wuppertal July 2009.

44. Ristinen, R. A., and Kraushaar, J. J. (1999). Energy and the Environment, John Wiley & Sons, New York.

45. Shimon Awerbuch and Jaap C. Jansen & Luuk Beurskens. The Role of Wind in Enhancing UK Energy Diversity and Security - February 2005.

18. Феллер В. Введение в теорию вероятностей и её приложения / Под ред. Е. Б. Дынкина — 2-е изд. — М.: Мир, 1964.

19. Чернова Н. И. Теория вероятностей — Учебное пособие. — Новосибирск: Новосибирский гос. ун-т, 2007. — 160 с.

20. «Энергетика - XXI», Бушуев В.В. РГУ Нефти и Газа, декабрь 2007 г.

21. Аналитический отчет «Проблемы реформирования электроэнергетики России» (АО «Казахстанская компания по управлению электрическими сетями» (Kazakhstan Electricity Grid Operating Company) "KEGOC").

22. Буров В. Д., Дорохов Е. В., Елизаров Д. П. и др. Тепловые электрические станции. Под ред. В. М. Лавыгина, А. С. Седлова, С. В. Цанева. Учебник для вузов. 2-е изд., перераб. и доп. —М.: «Издательский дом МЭИ», 2007. — 466 с.

23. Григорьев JI.M., Салихов М.Р. Энергетический баланс России: анализ и оценка. Фонд исторической перспективы (www.perspektivy.info).

24. Дворов И. М. Глубинное тепло Земли / Отв. ред. доктор геолого-минералогических наук А. В. Щербаков. — М.: Наука, 1972. — 208 с.

25. Кононов Ю. Д., Кононов Д. Ю. Долгосрочное прогнозирование динамики цен на российских энергетических рынках // Проблемы прогнозирования. - 2005. - № 6. - С. 53-59. 57.

26. Кузык Б.Н., Яковец Ю.В.. Россия - 2050: стратегия инновационного прорыва. 2-е изд., - М.: ЗАО «Издательство «Экономика», 2005.

27. Михайлов А., Агафонов А., Сайданов В. Малая энергетика России. Классификация, задачи, применение // Новости Электротехники : Информационно-справочное издание. — Санкт-Петербург: 2005. — № 5.

46. Shimon Awerbuch with Martin Berger. Applying Portfolio Theory to EU Electricity Planning and Policy-Making. IEA/EET Working Paper - February 2003.

47. Shimon Awerbuch. Efficient Electricity Generating Portfolios for Europe: Maximizing Climate Change Mitigation and Energy Security - Luxembourg: January 25,2007.

48. Shimon Awerbuch. How Wind and Other Renewables Really Affect Generating Cost: A Portfolio Risk Approach - Edinburgh, UK, 7 October 2005.

49. Statistical review of World Energy (www.bp.com/productlanding.do?categorvld=6929&contentld:=7044622).

50. Tans, Pieter Trends in Carbon Dioxide. NOAA/ESRL ihttp ://www.esrl.noaa. gov/gmd/ccgg/trends/).

51. The Royal Academy of Engineering. The Costs of Generating Electricity. ISBN 1-903496-11-Х, March 2004.

52. Tracking the Sun. The Installed Cost of Photovoltaics in the U.S. from 19982007 (http://eetd.lbl.gov/EA/EMS/reports/lbnl-1516e-ppt.pdf).

53. «Аргументы и факты», № 23 (1388) от 6 июня 2007 г.

54. «Независимая газета» от 18 сентября 2009 г.

55. «Общие тенденции развития мирового рынка энергетических углей», Экономическое обозрение, дек. 2007.

56. «Российская газета», №3800 от 21 июня 2005 г.

57. Б.М. Смирнов, Углекислый газ в атмосфере земли - Объединенный институт высоких температур РАН, 126 (11) (1978), Москва

58. Бизнес план строительства типовой газотурбинной электростанции номинальной мощностью 2,5; 4 или 6 мВт, ООО «Компомаш -Нефтегаз», подготовлен при участии Консалтинговой компании «Салит и партнеры»

59. Доклад по итогам сравнительного анализа энергетических стратегий Российской Федерации и Европейского Союза (http://esco-ecosvs.narod.ru/2QQ7 1/art20.htm).

60. Журнал «Атомная стратегия» №20, январь 2006 г.

61. Журнал «Энергетика и промышленность России», № 5(69), май 2008 г.

62. Журнал «Энергетика и промышленность России», № 6(46), июнь 2009 г.

63. Журнал «Энергорынок» №8,2006 г.

64. Журнал «Энергосбережение» №2, 2001 г.

65. Зингер Н. М., Белевич А. И. Развитие теплофикации в России. -"Электрические станции", 1999, № 10.

66. Опыт литовских НТО, приобретенный при выводе из эксплуатации Игналинской АЭС». CEE bankwatch network, the Energy Project. Май 2002 г.

67. Отчет «Существующие возможности по инвестированию в бум атомной энергетики». Исполнитель: ООО "Арбат Капитал - Управление Активами", 10 мая 2007 года.

68. Отчет №722/07 "Об оценке рыночной стоимости одной обыкновенной акции ОАО "ТГК-1" в составе миноритарного пакета акций". Исполнитель: ООО «Институт проблем предпринимательства», СПб, 2007 г.

69. Шкрадюк И.Э., Чупров В.А.Технологическая картина мировой энергетики до 2050 года. - Гринпис, 2010 г.

70. Интернет - портал о современных технологиях в энергосбережении (www.energy2020.ru).

71. Интернет-портал Правительства Российской Федерации

government.ru).

72. Интернет-портал сообщества ТЭК (www.energyland.info).

73. Информационно - дискуссионный портал Newsland (www.newsland.ru).

74. Международный информационный научный портал Водород (www.hvdrogen.ru).

75. Независимая торговая площадка по нефтепродуктам в России и СНГ (www.nge.ru).

76. Отраслевой портал «Российский уголь» iwww.rosugol.ru).

77. Портал по энергосбережению «Энергосвет» (www.energosovet.ru).

78. Портал РосТепло (www.rosteplo.ru).

79. Пресс-центр атомной энергетики и промышленности (www.minatom.ru).

80. Сайт «Когенерация.ру» (www.cogeneration.ru).

81. Сайт «Нанотехнологии в России и мире» (http://sgmlab.ru/).

82. Сайт «Практика эконометрики» (www.ekonomikapr.ru).

83. Сайт IEA: International Energy Agency (www.iea.org).

84. Сайт The Ux Consulting Company (www.uxc.com/index.aspx).

85. Сайт TradeTech (www.uranum.info).

86. Сайт Wind Energy in cold climates (http://virtual.vtt.fl/virtual/arcticwind/#).

87. Сайт World Nuclear Association (www.world-nuclear.org).

88. Сайт Агентства передовых исследований в области энергетики -Advanced Research Projects Agency-Energy (ARPA-E) (www.arpa-e.energy.gov)

89. Сайт Агентства Про Атом (www.proatom.ru).

90. Сайт Ассоциации СибАкадемИнновация (www.sibai.ru).

91. Сайт еженедельной газеты Сибирского отделения РАН «Наука в Сибири» (www-sbras.nsc.ru).

92. Сайт компании «РусГидро» (www.rushvdro.ru).

93. Сайт компании Siemens (www.siemens.com).

94. Сайт МАГАТЭ (www.iaea.or.at).

95. Сайт Министерства промышленности и торговли РФ (www.minprom.gov.ru).

96. Сайт Министерства экономического развития РФ (www.economv.gov.ru).

97. Сайт министерства энергетики РФ (www.minenergo.gov.ru).

98. Сайт министерства энергетики США - United States Department of Energy (DOE) fwww.energy.gov).

99. Сайт общественной экологической организации «Зеленый мир» (www.greenworld.org.ru).

100. Сайт Пермского моторостроительного комплекса fwww.ukpmk.ru).

101. Сайт Управления экономики и статистики США - Economics and Statistics Administration, ESA fwww.esa.doc.gov).

102. Сайт Федеральной службы статистики fwww.gks.ru).

IX)

Итого Прочие источники Приливная энергетика Ветер Солнечная энергия (термальная) Солнечная энергия (фотоэлементы) Геотермальная энергия Гидрогенерация Атомная энергия Переработка отходов Энергия биомассы Природный газ Нефть Уголь В Млрд. кВтч

19854,87 5,36 0,55 173,32 о оч 00 4^ О 61,82 3162,17 2719,06 68,03 190,47 К Оч 1114,46 8227,95 Мир

1490,82 0,23 ОО'О о и> ОО'О ОО'О 0,49 249,69 " 264,97 2,06 р Оч 633,27 34,38 305,28 Бывшие республики СССР, в том числе:

чо оч Ъ (Л о о о ОО'О 0,05 ОО'О о о о ОО'О 10,26 92,54 о о о О О о (О Чл (Л 0,76 Оч о Украина

31,83 0,00 0,00 ОО'О 0,00 ОО'О ОО'О 0,04 о о о о о о о 31,52 0,17 о о Белоруссия

76,60 о о о о о о о о о ОО'О о о о ОО'О 8,17 1 ОО'О о о о о о о | 8,18 Оч ш 53,88 Казахстан

ее ы ОО'О ОО'О о о о ОО'О о о о ОО'О 6,82 о о о ОО'О о о о 1,49 0,02 о о о Грузия

48,95 о о о ОО'О о о о 0,00 о о о ОО'О 6,40 0,00 о о о о о о 34,58 У1 1л ^ 2,44 Узбекистан

12,19 о о о о о о бО'О р о о о о о ОО'О 0,02 ОО'О о о о 0,03 0,59 о о 11,42 Эстония

3361,69 2,45 0,52 104,26 о о 3,76 5,77 343,25 935,28 30,97 74,44 1 724,72 112,47 1023,80 ЕС, в том числе:

396,14 ОО'О о о о (Л К) о о о о о ОО'О 8,95 63,03 3,28 ОО 164,47 4,69 138,32 Великобритания

569,84 ОО'О р Ъ> >о О и| о о о 0,02 ОО'О 63,66 439,73 | 3,51 2,01 | 21,99 6,16 28,20 Франция

637,10 о о о о о о 39,71 р о о 3,08 ОО'О 28,46 140,53 В,94 21,82 | 72,91 11,08 310,56 Германия

313,89 1,02 о о о 4^ О и) р о о о о 4^ 5,57 38,48 ОО'О 3,21 3,75 172,65 35,41 49,74 V Италия

303,29 0,32 о о о 27,51 о о 0,50 ОО'О 30,81 55,10 1,47 2,16 | 92,51 18,51 74,39 Испания

63,50 ОО'О ОО'О 1,82 ОО'О о о о ОО'О 3,38 0,00 0,03 0,18 13,77 9,64 34,68 Греция

ы 4- о 00 ОО'О 3,44 о о о 0,04 ОО'О о 1 4,20 2,96 2,61 59,04 2,22 28,46 Голландия

11,98 ОО'О ОО'О о о о о о о о о о 3,58 8,39 о о о 0,00 ОО'О о о о о о о о о о Исландия

я

■а

и

I

л Я

л

О

н

та

Р?

та

03

е

та р о\ о

н Я

и Ьа л Я н та

о

«

В л та

5

к

о н о

к я

I—I

а

(Т>

I

о а

И

то >

а> ¡3 о

м >

Итого Прочие источники Приливная энергетика Ветер Солнечная энергия (термальная) Солнечная энергия (фотоэлементы) Геотермальная энергия Гидрогенерация Атомная энергия Переработка отходов Энергия биомассы Природный газ Нефть Уголь

4348,86 о о о 34,60 0,67 0,02 16,80 275,55 836,63 22,11 49,54 915,20 78,14 2118,46 США

254,97 оо'о ОО'О (о Оч о о о о о 0,00 14,72 ОО'О ОО'О 2,03 и> „ЧО -О 2,18 194,24 Австралия

639,84 оо'о о о и) 3,02 о о о 0,03 ОО'О 368,52 93,49 0,16 8,30 40,70 9,85 115,75 Канада

43,85 0,05 р о о 0,94 о о о о о о 3,46 23,52 ОО'О 0,00 0,78 11,98 о "о о и> и> Новая Зеландия

445,14 о о о 0,56 о о о о о о ОО'О 374,02 12,35 о о о 17,40 15,50 13,77 10,11 Бразилия

1133,71 О О о р о о 2,62 о о о о о 3,04 84,23 263,83 7,26 15,76 289,88 156,28 310,80 Япония

и -О ь> 0,07 0,00 0,38 о о о о о 0,00 5,04 142,94 о То 0,37 82,36 25,18 170,70 Республика Корея

-4 ЧО Ъ 'Л оо'о о о о 12,16 0,00 о о 4*. 17,24 259,97 60,39 3,02 6,82 425,62 157,67 848,42 Азия (без Китая)

3318,19 ОО'О ОО'О 8,79 ОО'О 0,12 о о о 485,26 62,13 о о о ю ы 40,86 и) и) "-4 2684,97 Китай

803,41 ОО'О о о о 11,65 ОО'О 0,02 ОО'О 123,81 16,78 о о о "чо (Л 66,74 33,31 549,14 Индия

713,56 0,00 о о о о ЧЛ ОО'О оо'о р о о 22,67 о о о ОО'О О "о 404,28 249,05 37,40 Ближний Восток, в том числе:

189,08 о о о о о о о о о ОО'О о о о ОО'О ОО'О 0,00 ОО'О ОО'О оо —1 'VI I и) ю ОО'О Саудовская Аравия

76,11 о о о ОО'О о о о ОО'О о о о ОО'О о о о 0,00 оо'о о "о о 74,69 V (О о "о о ОАЭ

53,78 о о о о о о о о о ОО'О о о о ОО'О о о ОО'О о о о о "о о 10,57 5,80 37,40 Израиль

618,07 о о и> о о о ЧО о о о 0,03 "8 98,63 11,32 о о о 0,76 170,07 67,99 267,04 Африка, в том числе:

125,13 о о о о о о р "оо ОО'О ОО'О оо'о 15,51 ОО'О ОО'О о "о о 85,55 23,24 о "о о Египет

263,48 оо'о о о о о о о о о 0,02 оо'о и> "чо 11,32 о о о 0,26 о "о о 246,79 ЮАР

Приложение 2. Средние цены на отдельные виды первичных топливно-энергетических ресурсов.

Год Мазут топочный* Газ природный* Уголь энергетический каменный* Уран**

1998 510,9 286,4 352,2 18,7

1999 1048,9 313,6 455,2 39,5

2000 2165,0 396,6 582,1 37,7

2001 1481,8 484,7 770,1 46,8

2002 2279,6 694,1 816,4 70,9

2003 2127,7 854,2 1016,4 80,9

2004 2178,1 1011,0 1122,4 122,6

2005 3826,3 1216,9 1182,1 172,8

2006 4146,0 1340,7 1300,0 309,5

2007 5852,6 1572,9 1416,4 578,2

2008 4616,8 1959,3 1643,3 366,5

Все данные в таблице приведены в руб./т.у.т. * источник: Федеральная служба государственной статистики ** источник: ТгаёеТесЬ (www.uranum.info).

Приложение 3. Прогноз индексов-дефляторов до 2020 г.

В % за год к предыдущему году Утвержденные индексы Рекомендуемые индексы

2008 г. 2009 г. 2010 г. 2011 г. 2012 г. 2013 г. 2014 г. 2015 г. 2016 г. 2017 г. 2018 г. 2019 г. 2020 г.

Дефлятор капитальных вложений 117,5 113,0 110,2 109,2 108,0 107,6 108,0 106,3 105,2 103,9 103,4 103,4 103,2

Источник Письмо Минэкономразвития от 03.09.2008г. №12292-СВ/Д03 «О разработке уточненного прогноза социально-экономического развития Российской Федерации на 2009 год и параметров прогноза на период до 2011 года» Прогноз индексов-дефляторов и инфляции до 2020 года, рассмотренный в составе проекта Концепции долгосрочного социально-экономического развития Российской Федерации на период до 2020 года на заседании Правительства Российской Федерации 1 октября 2008 года

Итого индекс-дефлятор для 2020 года относительно 01.01.2008 составляет 2,491.

Приложение 4. Потери электроэнергии в сетях энергосистем РФ в 2000-х годах.

Доля потребления промышленностью, % от полезного отпуска Потери в сетях, % от отпуска в сеть

Калмэнерго 5,5 33,6

Дагестанэнерго 8,5 29,8

Дальэнерго 22,5 24,6

Бурятэнерго 19,1 23,6

Псковэнерго 26,5 23,4

Костромаэнерго 28,3 22,4

Мариэнерго 25,5 20,6

Курганэнерго 23,4 20,5

Тверьэнерго 33,3 20,2

Пензаэнерго 28,6 20,2

Кубаньэнерго 21 18,5

Новосибирскэнерго 26,5 17,8

Ленэнерго 39,1 18,9

Алтайэнерго 28,7 15,7

Орелэнерго 30,4 14,6

Мосэнерго 24,6 13,7

Красноярскэнерго 74,8 11,4

Самараэнерго 55,7 11,2

Ярэнерго 47 10,9

Башкирэнерго 62,3 10,5

Татэнерго 61 10

Свердловэнерго 69 9,8

Липецкэнерго 70,4 9,6

Иркутскэнерго 73,4 9,5

Вологдаэнерго 72,7 7,8

Кузбасэиерго 73 7

Белгородэнерго 72,3 6,7

Тюменэнерго 70,5 6,7

Источник: журнал «Энергосбережение», №2, 2005 г.

Приложение 5. Анализ динамики цен на первичные энергоресурсы в России.

—■— Мазут топочный —Ш— Газ природный —О— Уголь знергетицестй каменный —Ш—Уран

Рис. П1. Динамика цен на первичные энергоресурсы в Росси.

В РФ наблюдается практически линейная зависимость между удельными ценами на газ и уголь. Существуют различия в принципах ценообразования на данные виды топлива: для угля цену устанавливает рынок, в том числе и мировой; уровень цен на природный газ регулируется государством, так как это естественно-монопольный сектор.

В зарубежных странах отношение уголь/газ/мазут составляет приблизительно 1:1,4:1,б.52 На внутреннем же рынке России тариф на газ искусственно снижен, прежде всего, по социальным причинам (например, в

52 Источник: Газета «Коммерсантъ», № 154 (2523) от 29.08.2002

124

1998 г. составлял 5-6 долл. за 1000 мЗ, что в 15 раз меньше экспортной цены на газ).

Дороже газа оказался на внутреннем рынке и мазут, ценообразование на который в мировой практике ведется по "остаточному" принципу.

События в арабский странах в 2011 году (в том числе война в Ливии и беспорядки в Бахрейне) могут привести к значительному росту цен на нефть и нефтяные продукты, в том числе и мазут. Однако в связи с затяжным характером и непредсказуемостью описанных выше событий какие-то четкие прогнозы пока делать рано.

Причина в низких ценах на газ - историческая. В 20 веке тепловая энергетика России, опиравшаяся ранее на уголь и мазут, была переориентирована на преимущественное использование газа. Считалось, что сжигать природный газ целесообразно, прежде всего, с экологической точки зрения — это наиболее безвредное топливо при существующих тогда технологиях сжигания. Однако переход на газ не рассматривался как окончательный и бесповоротный. Энергетикам было дано время, примерно 15—20 лет, названное «газовой паузой», для того чтобы были разработаны технологии «чистого» сжигания угля, а также совершенно безопасные технологии в атомной энергетике.

Для сравнения доля выработки электроэнергии на угле в США достигает 52 %, в Германии - 54 %, Китае - 72 %, Польше - 94 %. При этом доля природного газа в общем мировом потреблении первичных энергоресурсов за последние годы существенно возросла и в первую очередь за счет использования его на тепловых электростанциях.

Растянувшаяся по времени дешевая «газовая пауза» в отечественной энергетике привела к нарушению сложившегося за последние 50 лет топливно-энергетического баланса, существенному снижению развития

технологий эффективного использования и потребления таких ресурсов, как уголь, торф, биомасса и др.53

Основные проблемы в сдерживании использования угля сложились из-за политики формирования цен на топливные ресурсы, удержания высоких железнодорожных тарифов на его перевозку и повышенных затрат на приготовление и экологическую безопасность угля как топлива.

Мировая динамика пен на уран. В 80-х годах XX века наблюдалось длительное падение цен на уран из-за следующих причин:

■ падение спроса со стороны военных структур из-за окончания «Холодной войны»,

■ трагедия в Чернобыле (заморожены проекты по строительству новых реакторов),

■ застой в 90-е (утилизация советских ядерных бомб - программа «Мегаватты за мегатонны»)

Новому витку роста цен на ура в начале нового тысячелетия способствовал ряд факторов:

■ Сильный рост цен на нефть и газ привел к удорожанию традиционных источников получения электроэнергии

■ Опережающий рост экономики развивающихся стран (прежде всего, Индии и Китая) и их сильная отсталость в уровне развития энергетической инфраструктуры добавили на рынок нового игрока со стороны спроса на уран. АЭС требуют огромных капитальных вложений, но зато доля сырьевых цен в конечной себестоимости электроэнергии минимальна среди основных видом электростанций.

53 Источник: «Проблемы внедрения водоугольного топлива в России», отраслевой портал «Российский уголь», 04.06.2010.

■ Значительное падение цен на уран в 80-90е годы (почти в 6 раз) дестимулировало приток инвестиций в отрасль добычи урановой руды, где достаточно длинный цикл разработки месторождений (период от обнаружения до коммерческой разработки может занять 15-20 лет) - это привело к значительному истощению существующих месторождений и сокращению предложения урана.

■ Значительное сокращение запасов советского ядерного оружия и на складах электростанций (были накоплены за период низких цен) при одновременном росте спроса неизбежно привело к появлению дефицита на рынке урана.

■ Многие добывающие компании (Rio Tinto, Cameco, ВНР) сообщают о недовыполнении планов по добыче (забастовки, экологические проблемы, рост стоимости капитальных вложений и т.д.), что еще больше уменьшат предложение на рынке

Все эти факторы привели к тому, что на ближайшие годы дефицит на рынке урана только усугубится. По оценкам World Nuclear Association к 2028 году дефицит урана может достичь от 10% до 60% от совокупного предложения урана даже с учетом использования запасов АЭС и боеголовок.54 При этом ценовая эластичность спроса на уран существенно ниже, чем по остальным видам топлива - удвоение цены уранового концентрата увеличивает себестоимость кВтч лишь на 9%, тогда как аналогичный рост цен на газ или уголь ведет к 66% и 31% росту себестоимости55.

54 Источник: «Энергетика и промышленность России», http://www.eprussia.ru/pressa/articles/6684.htm

55 Источник: «Существующие возможности по инвестированию в бум атомной энергетики», 10 мая 2007 года, Отчет ООО "Арбат Капитал - Управление Активами"

127

Здесь стоит так же отметить реакцию рынка на аварию на АЭС «Фукусима-1» в Японии. Цены на уран (Ш08) упали с 74-75$ за фунт в

56

середине февраля 2011 до 56-57$ конце апреля 2011, т.е. в 1,3 раза.

Кроме того, Европейский союз рассматривает введение стресс-тестов для АЭС, которые будут определять способность предприятия выдерживать землетрясения и другие чрезвычайные происшествия. Такое решение так же является негативным фоном для прогноза цен на уран в будущем.

Однако скорее всего, цена на уран до конца 2011 может вернуться на уровни, предшествующие аварии на «Фукусима-1», т.е. $70-80 за фунт. Основным фактором для роста цены станет отложенный спрос на уран, в том числе со стороны Японии. Надо понимать, что, несмотря на декларативные заявления властей ряда стран о пересмотрах своих программ в атомной энергетике, речь об их сворачивании не идет. В особенности это касается стран с большой долей атомном энергетики (Япония и Франция), которые, напротив, будут продолжать наращивать атомные мощности. Таким образом, уже через год атомная энергетика может столкнуться с дефицитом урана, что приведет к росту цен на него.

56 Источник: сайт The Ux Consulting Company ihttp://www.uxc.com/index.aspx).

Приложение 6. Установленные мощности генерирующих компаний России.

Генерирующая компания Установленная мощность в 2007 году, ТВт Территория, состав

ТГК-1 6,25 Ленинградская, Мурманская области и Карелия

ТГК-2 2,42 Север Центральной России, Вологодская и Архангельская области

ТГК-3 11,00 Москва и Московская область

ТГК-4 3,35 Черноземье и южные области Центральной России

ТГК-5 2,46 Кировская область, Удмуртия, Марий Эл и Чувашия

ТГК-6 3,14 восток Центральной России, Пензенская область

ТГК-7 6,90 средняя Волга, Оренбургская область

ТГК-8 3,60 Южный федеральный округ

ТГК-9 3,28 Пермский край, Свердловская область и Коми

ТГК-10 2,79 Уральский федеральный округ (кроме Свердловской области)

ТГК-11 2,03 Омская и Томская области

ТГК-12 4,38 Кемеровская область и Алтайский край

ТГК-13 2,55 Красноярский край, Хакасия и Тыва

ТГК-14 0,64 Бурятия и Читинская область

ОГК-1 9,53 Пермская, Каширская, Уренгойская, Верхнетагильская, Нижневартовская и Ириклинская ГРЭС

ОГК-2 8,70 Псковская ГРЭС, Серовская ГРЭС, Ставропольская ГРЭС, Троицкая ГРЭС и Сургутская ГРЭС-1

ОГК-3 8,50 Костромская ГРЭС, Печорская ГРЭС, Черепетская ГРЭС, Харанорская ГРЭС, Гусиноозёрская ГРЭС, Южноуральская ГРЭС

ОГК-4 8,63 Смоленская ГРЭС, Сургутская ГРЭС-2, Березовская ГРЭС, Яйвинская ГРЭС

ОГК-5 8,67 Конаковская ГРЭС, Невинномысская ГРЭС, Среднеуральская ГРЭС и Рефтинская ГРЭС

ОГК-6 9,05 Рязанская, Новочеркасская, Киришская, Череповецкая ГРЭС, Красноярская ГРЭС-2

РусГидро 24,11 55 гидроэлектростанций на территории России

Источники: официальные сайты генерирующих компаний.