Рис. 11. Индексы изменения ВВП и потребления электроэнергии в Германии к 1960 г

1. 1960-1970гг - так же, как и в России, в Германии конец послевоенного восстановле­ния и ускоренная индустриализация. ВВП увеличился на 53%, а потребление электроэнер­гии - на 117%. Соответственно, на 1% роста ВВП приходится 2,2% роста потребления электроэнергии.

2. 1970-1980гг. - завершение периода ускоренной индустриализации, начало полити­ки электросбережения. ВВП увеличился на 119%, а потребление электроэнергии - на 81%, в среднем на 1% роста ВВП приходится 0,68% роста потребления электроэнергии.

3. 1980-1990гг. - переход к постиндустриальному обществу, эффективная программа электросбережения. ВВП увеличился на 52%, а потребление электроэнергии - на 23%. В среднем на 1% роста ВВП приходилось 0,35% роста потребления электроэнергии.

Германия.

4. 1990-1993 гг. - объединение Германии, переходный период.

5. 1993-2007гг. - развитие постиндустриального общества с учетом включения эко­номики бывшей ГДР (более энергозатратной) в объединенную экономику страны. Рост ВВП составил 43%, а электроэнергии - 17%. Итого, в среднем на 1 % роста ВВП прихо­дилось 0,4% роста потребления электроэнергии.

6. 2008 - 2010гг. - кризис 2008г., посткризисное восстановление экономики страны.

Последний период послекризисного восстановления Германии позволяет прогнозиро­вать, что в дальнейшем коэффициент эластичности потребления электроэнергии по отно­шению к ВВП опустится до 0,35 и ниже, за счет эффективного постиндустриального раз­вития Германии (перевод электроемких «грязных» производств в новые страны ЕС и страны Юго-Восточной Азии), а также продолжения интенсивной программы электро- и энергосбережения.

Сравнение коэффициента эластичности изменения потребления электроэнергии к ди­намике изменения ВВП (К) Германии и России (соответственно, К = 0,3 - для России и К = 0,4 - для Германии) означает, что в структуре ВВП Германии доля материального про­изводства выше, чем в России. Это означает, что в России переход от индустриального общества к постиндустриальному произошел через деиндустриализацию страны.

Если существующий экономический порядок будет изменен, соответственно, доля ма­териального производства в ВВП будет увеличена, т.е. начнется период реиндустриализа- ции страны, тогда коэффициент эластичности должен подняться хотя бы до уровня Гер­мании 0,4 - 0,5.

При сохранении нынешнего экономического порядка значение этого коэффициента будет только падать, за счет продолжающейся политики деиндустриализации страны и эффективной программы энергосбережения.

Это электросбережение будет осуществляться как за счет собственно снижения элек­тропотребления на единицу выпуска продукции и уменьшения доли электроемких произ­водств, так и слабым темпом роста материального производства в стране из-за низкого темпа роста инвестиций в основной капитал. В 2010 году объем инвестиций в основной капитал составил всего 58% от уровня 1990 года.

Среднегодовые темпы внутреннего потребления электроэнергии и газа в России одно­значно зависят от среднегодового темпа изменения ВВП.

В период роста ВВП (1999-2008 гг.) на 1% роста ВВП в среднем приходилось 0,3% роста потребления электроэнергии и газа.

8.4.4. О строительстве энергообъектов до 2020 г.

Средний коэффициент эластичности потребления электроэнергии к ВВП, равный 0,3, означает, что при максимальном ежегодном росте ВВП 5% (прогноз Минэкономразвития на 2020 г.) рост потребления (производства) электроэнергии будет на уровне не более 1,5%. Реальные значения, скорее всего, составят не более 1% или этот рост составит 10­12% до 2020г. Это связано с тем, что, во-первых, растущая стоимость электроэнергии бу­дет более эффективно, чем в 1999-2008 гг., ограничивать ее потребление, во-вторых, вы­сока вероятность наступления экономического кризиса (соответственно электропотребле­ние будет падать на 4-5% в течение 1-2 лет) в период до 2020 г. За последние 20 лет эко­номический кризис в стране случался три раза (1990-1991, 1998, 2008 гг.).

Рост потребления (производства) электроэнергии 1,5% (на 16,8 млрд. КВт-ч) в год, или не более 1200 млрд. КВт-ч до 2020 г., соответствует вводу 3 ГВт новых мощностей в год, а с учетом энергосбережения - 2 ГВт.

До 2020 г. необходимо строительство максимум 30 ГВт новых мощностей вместо 70­100 ГВт по Энергостратегии-2009 и 186-225 ГВт по Генсхеме-2008 г. В соответствии с до­лей производства электроэнергии в стране из 30ГВт новых мощностей: 20 ГВт должно приходится на ТЭС, 10 ГВт - на АЭС и ГЭС.

программам и оптимистичный вариант Энергостратегии-2003. Видно, что прогнозы Генсхемы-2008 и Энергостратегии-2009 существенно завышены по отношению к прогно­зам ИПЕМ¹³⁵.

При средней стоимости 1 ГВт не менее 2,3 млрд долл. необходимо 70 млрд долл. (не менее 2,1 трлн руб.) до 2020 г., или 210 млрд руб. в год, на новое строительство. Кроме того, реконструкция газовых ТЭС (ГРЭС) даст дополнительно 15 ГВт мощности, которые необходимы для покрытия снимаемых с эксплуатации 15 ГВт мощностей старых ТЭС, по­строенных до 1960 г. При средней стоимости реконструкции 1 ГВт, равной 1 млрд долл. необходимо 15 млрд долл. (450 млрд руб.) до 2020 г., или 45 млрд руб. в год (в ценах 2010 г.).

Общая сумма инвестиций в генерацию до 2020 г. должна составить не менее 2,5 трлн. руб., или минимум 250 млрд. руб. в год (в ценах 2010 г.). В 2010 г. генерирующие компа­нии с рынка электроэнергии и мощности должны были получить около 200 млрд. руб. инвестиций (см. раздел «Ситуация в 2010-2011 гг.»), т.е. наблюдается дефицит инвести­ций как минимум 50 млрд. руб. в год, или не менее 500 млрд. руб. до 2020 г. Это означает, что необходимо либо уменьшить инвестиционную программу генерации, либо повысить эффективность ее реализации на 20%. Фактические результаты будут хуже, т.к. названные значения рассчитывались без учета целого ряда факторов, включая стоимость заемных денег, которые необходимы для обеспечения увеличенного объема инвестиций в первой половине этого десятилетия.

Объем инвестиций, требуемых для реконструкции и развития сетевого хозяйства можно оценить, исходя из сегодняшнего уровня финансирования этих задач. В 2010 г. ин­

¹³⁵ ИПЕМ - Институт проблем естественных монополий

вестиции в ФСК и МРСК составляли соответственно 200 млрд. и 150 млрд. руб. Наиболее вероятно, что рост стоимости электроэнергии будет ограничиваться инфляцией, тогда объем инвестиций до 2020 г. в ФСК составит 2 трлн. руб., в МРСК - 1,5 трлн. руб.

Общий объем инвестиций в предлагаемую программу развития электроэнергетики бу­дет равняться 6 трлн. руб. (2,5 + 2 + 1,5) вместо 20,5 трлн. руб., предусмотренных в Генсхеме-2008, и 11 трлн. руб. - в Энергостратегии-2009.

В последнюю пятилетку перед распадом СССР (1986-1990 гг.) в РСФСР вводилось в среднем 5 ГВт новых мощностей в год. Сегодняшний уровень управления электроэнерге­тическими компаниям, а также состояние проектных, строительно-монтажных, энергома­шиностроительных и электротехнических предприятий не могут обеспечить ввод более 5 ГВт мощностей в год с соответствующей сетевой инфраструктурой. В ближайшие 10 лет возможно введение максимум 3-4 ГВт мощностей в год. Это является еще одним ограни­чителем программы развития электроэнергетики как в части генерации, так и в строитель­стве и реконструкции сетей.

В прогнозе электропотребления важен прогноз пиковых и полупиковых нагрузок. На основании прогнозируемых данных должны планироваться состав оборудования и соот­ношение базовых, пиковых и полупиковых нагрузок. Сегодня этого не происходит. Стро­ительство АЭС по проектам, предусматривающим возможность работы в полупиковой и пиковой части нагрузок, приведет к еще большему увеличению стоимости как их строи­тельства, так и эксплуатации.

По критерию замещения газа в электроэнергетике равновеснаястоимость строитель­ства АЭС для покрытия базовой части нагрузок равна 2500 долл. за 1 КВт установленной мощности при условии продолжительности строительства от начала первого бетона до ввода в промышленную эксплуатацию не более пяти лет. Сегодня цена строительства АЭС составляет 4500—5000 долл. за 1 КВт установленной мощности, а сроки - 7-8 лет, что разоряет Россию.

Отсутствует жесткая координация планирования электропотребления, развития гене­рирующих мощностей, электросетевого комплекса, газотранспортной системы, железных дорог, водных путей, автодорог.

Существенно снижена эффективность капитального строительства и инвестиционного процесса в целом за счет необоснованного включения завышенной инвестиционной со­ставляющей в стоимость электрической и тепловой энергии.

Инвестиционные риски перенесены на потребителей электроэнергии.

8.4.5. Сравнение стоимости электроэнергии в России и в других странах.

При таком сравнении рублевая стоимость электроэнергии должна пересчитываться с использованием не стоимости доллара по курсу ЦБ, а по паритету покупательной способ­ности доллара (ППС$) по всему ВВП, например: в 2010г. вместо 1$ ЦБ = 30,5 руб., необ­ходимо использовать значение 1 ППС$ = 16 руб. (данные Росстата). Доказательство этого утверждения базируется на следующих положениях:

• во-первых, производство, транспорт, распределение и сбыт электроэнергии произво­дятся внутри страны на отечественных предприятиях с амортизированным оборудовани­ем, на российском топливе и отечественной рабочей силой. Соответственно, товары, услу­ги и стоимость рабочей силы оплачивают по внутренним рублевым ценам и расценкам. Доля электроэнергии, произведенной на новом импортном оборудовании, купленном за валюту по курсу ЦБ, незначительна.

• во-вторых, доля электроэнергетики (1,9 трлн. руб.) в общем объеме ВВП (44,5 трлн. руб. - пример 2010 года) составляет существенную величину - 4,3%.

• в-третьих, среднегодовой темп изменений потребления электроэнергии однозначно зависит от среднегодового темпа изменения ВВП. В период падения ВВП (1991-1998гг., 2009г.) на 1% падения ВВП приходится в среднем 0,55% падения потребления электро­