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

Величина себестоимости электроэнергии определяется, главным образом, следующими факторами:

– видом электростанций;

– расчетной ценой топлива Р;

– коэффициентом полезного действия 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 стоимость 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 э 0,35.

На ТЭС топливная составляющая себестоимости электроэнергии превалирует над остальными затратами. Поэтому ценовая связь м. топливом и электроэнергией очевидна. Далее изучим 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 жилищнокоммунальных 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 так же порядка 5 %. Поэтому сетевой коэффициент полезного действия сдо токоприемников предприятий составляет около 87 %, а значит, полный КПД будет равен 0,3 согласно формуле:

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 ДжоуляЛенца 1 кал 4,2 Дж = 4,2 Вт•с получаем удельное теплосодержание единицы электроэнергии (при = 100 %): 1 кВт•ч 860 ккал.

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

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

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

Стремясь к получению гарантированной (минимальной) оценки , 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 многозначительные 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 1980х годов выявил их большую стоимостную несоизмеримость. Анализ причин такой диспропорции предполагает многозначительные политэкономические исследования и выходит за рамки настоящей статьи. Заметим только, что начало обсуждению этой серьезной темы положено в [5] при анализе модели виртуальной экономики ГаддиИкеса для переходного периода [6]. Можно констатировать, что длительное существование распределительных (логистических, директивных) экономик неизбежно ведет к указанной структурной деформации в силу их хронически малой эфф. 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 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 эфф. инвестиций их округлять в большую сторону.

Получ. расчетной величины Рi для каждого вида топлива сводится, как в таких задачах, к задаче рационального усреднения наблюдаемого ценового цикла во времени Рi(t). С учетом принятой предпосылки следует оценивать 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]. Повидимому, не имеет смысла рассчитывать среднюю величину данного ценового цикла, 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).

стоимость 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.

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 Рт = 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 Рт= 150 долл. США/т никак крайне не желательно считать завышенной. Согласно внесенной на днях в правительство концепции социальноэкономического развития России до 2020 года (разработка Минэкономразвития), прогнозируемая стоимость нефти (смесь марки Urals) в 2010е годы будет в среднем 350 долл. США/т, а к 2020 году вырастет до 370 долл. США/т.

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

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

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

Для возможности оценки величины в каждом конкретном случае приведены расчетные кривые (рисунок). Последние построены в соответствии с формулой ( при расчетной цене топлива Рт = 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:

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

Расчетная себестоимость у.трекомендуется 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 %. , согласно ( , при коэффициенте полезного действия до токоприемников ЖКХ с = 0,82 получим полный КПД равным 0,29 и, согласно формуле ( , получим себестоимость электроэнергии равной 0,11 долл. США/кВт•ч.

изучим 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 %.

Определяя, насколько различается себестоимость электроэнергии, произведенной на АЭС и ГЭС, от полученной оценки 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 природноисторические негативы при строительстве ГЭС, существенно поднимет себестоимость электроэнергии этих станций и приблизит ее к величине 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. , 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:

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

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

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

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

Литература
Дмитриев А. Н., Ковалев И. Н., Табунщиков Ю. А., Шилкин Н. В. Руководство по оценке эфф. инвестиций в энергосберегающие мероприятия. – М.: ПРЕСС, 2005.

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

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

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

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

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.

Гурова Т. РЕАЛЬНО ТЧК ЛОНДОН ТЧК // Эксперт. 200 № 23.

Ковалев И. Н. К вопросу об экономической эфф. двухтарифных счетчиков электроэнергии // Энергосбержение. 200 № 4.

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

1 Топливноэнергетический комплекс СССР 1981 (экономикостатистический обзор) / Под общ. ред. С. Н. Ятрова. – М.: Госплан СССР, Всесоюзный научноисследовательский институт комплексноэнергетических проблем, 1982.