1

ЗАГОЛОВОК ПРЕЗЕНТАЦИИЕСЛИ НАЗВАНИЕ ДЛИННОЕ ТО ПОДЗАГОЛОВОК МОЖЕТ БЫТЬ НАПИСАН В НЕСКОЛЬКО СТРОК

Презентацию подготовила: Есипова Ирина ФеликсовнаСоветник Министра энергетики

Москва, сентябрь 2009

Итоги 2009 года и задачи на 2010 год

Апрель 2010

Текущая ситуация в энергетике в 2009 году

2

Электропотребление:

Максимум нагрузки:

После кризиса рост электропотребления восстановился

Год Объем электропотребления, млрд.кВтч

Прирост к предыдущему году, %

2008 1011,0 + 1,92009 963,8 - 4,62010 (ожидаемый) 989,2 + 2,6

Максимум нагрузки в ОЗП 2009-2010 150 тыс.МВт

Максимум нагрузки в ОЗП 2007-2008 (постсоветский максимум)

149 тыс.МВт

Исторический максимум в ЕЭС России в 1990 г. 156,3 тыс.МВт

3

В ряде регионов установлены новые исторические максимумы нагрузки

Действия Правительства по принципиальным вопросам развития энергетики

4

В условиях кризисной ситуации в экономике в 2009 году, Правительство сохранило курс на либерализацию электроэнергетики, что принципиально важно для формирования долгосрочных условий привлечения инвестиций в отрасль.

Введены новые механизмы регулирования энергетики и привлечения инвестиций на стратегическую перспективу:• для «либерализованной» части энергетики – долгосрочный рынок мощности (ДРМ)• для регулируемой части энергетики – метод доходности инвестированного капитала (метод RAB)

Введен рынок системных услуг в электроэнергетике (постановление Правительства РФ №117 от 03.03.10)Введена система перспективных программ и схем развития электроэнергетики (постановление Правительства РФ №823 от 17.10.09)

Главная цель – обновление и перевод электроэнергетики на новый технологический уровень

Старение оборудования в электроэнергетике

5

Общее количество

От 30 до 50 лет

Доля (в %%)

От 50 лет и выше

Доля (в %%)

ГЭС 510 173 34 196 38

Турбины ТЭС 2180 955 44 360 17

Котлы ТЭС 3136 1847 59 669 21

Генерация:

ЕНЭС РСК40 % 60 %

Доля изношенного оборудования в сетях :

Вводы генерирующих мощностей за 2007–2011

6

• В среднем за последние 3 года вводы составляют около 2 ГВт• В 2010 году планируется значительный рост вводов генерирующих мощностей• Ввод новых мощностей должен сопровождаться выводом неэффективного генерирующего оборудования

• В инвестпрограммах отсутствуют современные технологии - газификации угля, угольные блоки ССКП• Доля импортного оборудования в новых ПГУ и в сетевом строительстве около 60%

2340,51853,3

1524,3

6064,9 6349,2

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

2007 2008 2009 2010 2011

МВ

т

Годы

Вводы генерирующих мощностей за 2007-2011гг

2010 2011 2012

Доходность на старый капитал 3,9% 5,2% 6,5

Доходность на новый капитал 11%

Срок возврата капитала 35 лет

Первоначальная база капитала 647,5 млрд. руб

С 1 января 2010 года ОАО «ФСК ЕЭС» регулируется на основе метода доходности на инвестированный капитал (RAB)

ФСТ России утвердила долгосрочные параметры регулирования:

Это позволит профинансировать инвестпрограмму ОАО «ФСК ЕЭС» до 2012 года в объеме 540 млрд.руб. и привлечь 164 млрд.руб. кредитов, что позволит осуществить ввод:

• 8,4 тыс. км ЛЭП и 32,2 тыс. МВА трансформаторных мощностей

Для завершения комплекса мер по переводу ОАО «ФСК ЕЭС» и РСК на RAB Минэнерго России во втором квартале 2010 года завершит разработку показателей надежности и качества сетевых услуг

RAB – регулирование ФСК

7

RAB - регулирование МРСК

с 01.01.2009 8 регионов Астраханская

областьБелгородская областьЛипецкая областьПермская областьРостовская областьРязанская областьТверская областьТульская область

2009 год С 01.01.2010 года

9 регионовВладимирская областьКалужская областьКурская областьНовгородская областьОмская областьРеспублика АлтайТомская областьУдмуртская РеспубликаЯрославская область  

2010 год до 01.07.2010

года 24 регионадо 01.01.2011

года 28 регионов

2010 год

2011 год

Методические указания по регулированию методом RAB(приказ ФСТ от 26.06.2008 № 231-э)

Порядок согласования перехода на RAB (приказ ФСТ от 23.09.08 №192-э/4)

ФЗ № 261 от 23.11.2009 «Об энергосбережении...» регулирование МРСК только на основе долгосрочных параметров

изменения для перехода к RAB-регулированию на 5-летний период, установить норму доходности на 5-летний период

изменения в части порядка установления показателей надежности и качества оказываемых услуг, разработать методические указания по расчету и применению понижающих (повышающих) коэффициентов, позволяющих обеспечить соответствие уровня тарифов организаций показателям надежности и качества реализуемых товаров (услуг)

Необходимые измененияв нормативно правовые акты:

Созданы нормативно правовые акты метода RAB:

В соответствии с Распоряжением Правительства Российской Федерации №30-р с 01.07.2010 на данную методику перейдут ещё 24 региона и остальные 28 регионов перейдут с 01.01.2011.

8

Актуальные проблемы электроэнергетики, требующие регуляторных решений

9

Перекрестное субсидирование

Проблема «последней мили»

Неплатежи потребителей

Регулирование тарифов для населения в 2011-2014 гг.

Проблемы перекрестного субсидирования

10

Межтерриториальное перекрестное субсидирование:- проблема решена- выделение средств федерального бюджета на эти цели завершается в 2011 году- результат: выравнивание «тарифного поля» по территории страны

Перекрестное субсидирование между группами потребителей:- проблема не решается- одно из направлений – введение социальной нормы электропотребления для населения с либерализацией цены сверх социальной нормыПерекрестное субсидирование между тепловой и электрической энергией: - смешиваются тарифы на тепло в комбинированной выработке ТЭЦ и тарифы на котельных, что позволяет включать в график неэффективное оборудование- проблема усложняется ведомственной разобщенностью и отсутствием комплексного развития систем эффективного энергоснабжения муниципальных территорий - нужна разработка специальных правил работы ТЭЦ в рынке с учетом приоритета когенерации

Проблема «последней мили»

11

Крупные промышленные потребители – доноры перекрестного субсидирования – физически присоединены к сетям ФСК, юридически

взаимодействуют с МРСК

Многие из них активно пытаются перейти на обслуживание к ОАО «ФСК ЕЭС»

Вследствие такого перехода затраты МРСК перераспределяются на меньшее число оставшихся на обслуживании потребителей

Рост тарифа МРСК

Рост тарифов для конечных потребителей

Предложения по варианту решения проблемы «последней мили»

Потребители «последней мили» 2010 года

104,5 млрд. кВтч потребления

69 млрд. руб. выручки

общее электро потребление21%

сетевая НВВ18%

Красноярскэнерго 184%Хакасэнерго 138%Вологдаэнерго 64%Карелэнерго 39%Курскэнерго 83%Читаэнерго 70%Белгородэнерго 59%Челябэнерго 47%Оренбург 34%

Максимальный разовыйрост тарифа при отказе

от «последней мили»

12

Оценка возможных тарифно-ценовых последствий при единовременном отказе от «последней мили» по отдельным регионам показывает неприемлемость перехода потребителей и необходимость системного решения проблемы

Предложения по варианту решения проблемы «последней мили»:- Применить «котловой метод» расчетов с включением сетей классов напряжения 220 и 330 кВ, принадлежащих ФСК, в состав регионального «котла» для целей определения НВВ и расчетов с потребителями с дальнейшим перерасчетом между ФСК и МРСК

Проблема неплатежей

Проблемный регион : Северный Кавказ44% задолженности на ОРЭМ - 13,2 млрд.руб. - ОАО «МРСК Юга» Всего доля задолженности ОЭС Юга на ОРЭМ составляет 60%

Задолженность проблемных групп потребителей:

• «Непромышленные потребители» - 61 млрд. руб. (с НДС), или 52% общей задолженности на розничных рынках.

• «Промышленные и приравненные к ним потребители» - 24 млрд. руб. (с НДС), или 21% общей задолженности.

13

Оптовый рынок электроэнергии и мощностиРозничный рынок электроэнергии

Пути решения вопросов неплатежей на рынках

14

Усиление ответственности за бездоговорное потребление и неоплату поставленной электроэнергии

Четкая регламентация введения сетевыми организациями ограничения и прекращения энергоснабжения неплательщиков

Разработка системы предоставления финансовых гарантий деятельности генерирующих поставщиков, сетевых и сбытовых компаний

Введение механизмов оперативного мониторинга и вмешательства регулятора в деятельность гарантирующих поставщиков (ГП)

Внедрение механизма смены ГП Оснащение приборами учета и прекращение практики ГП

учитывать электропотребление по размеру фактической оплаты Введение механизма предварительной оплаты и

планирование мероприятий по повышению платежной дисциплины

Регулирование тарифов для населения в 2011-2014 гг.

15

По окончании переходного периода с 1 января 2011 года меняется ряд правовых условий:

Федеральный закон №36-ФЗ предполагает заключение долгосрочных договоров для поставки населению на 3 года с 1 января 2011 Остается необходимость решения проблемы перекрестного субсидирования

Нерешенность проблемы вызовет усиление роста неплатежей и связанных с этим трудностей развития энергетики.

Необходимо решение по вопросу перекрестного субсидирования: • введение для населения социальной нормы потребления электроэнергии по регулируемым тарифам с либерализацией ценообразования на электроэнергию, отпускаемую сверх социальной нормы

Запуск долгосрочного рынка мощности (ДРМ)

внедрение долгосрочных ценовых параметров рынка мощности внедрение системы финансовых гарантий на оптовом рынке повышение размера предельного уровня оплаты мощности для

отобранных действующих мощностей утверждение привлекательных расчетных значений возврата на

вложенный капитал (WACC) на уровне 14 % и гарантированных уровней оплаты по ДПМ

Правительство РФ выполняет свои обязательства перед инвесторами - осуществлен запуск долгосрочного рынка мощности (ДРМ), создан механизм окупаемости долгосрочных инвестиций в отрасль, который включает :

16

Запуск ДРМ одновременно накладывает обязательства на инвесторов и стимулирует их к модернизации мощностей энергетики и выведению из эксплуатации неэффективного оборудования.

Модернизация электроэнергетики – основное направление повышения ее энергоэффективности

17

Модернизация электроэнергетики и механизмы ее стимулирования составляют суть корректировки Генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики до 2020 года

Переход от краткосрочных (год) к долгосрочным механизмам государственного регулирования требует серьезного изменения сложившейся практики работы регулирующих органов

Модернизация должна охватить все сектора электроэнергетики:Генерация:• Внедрение новых технологий – парогазовый цикл, газификация угля, сжигание угля на

суперкритических параметрах пара. Нужны пилотные проекты с последующим тиражированием

Электрические сети:• Модернизация и реконструкция сетевой инфраструктуры под новое расположение электростанций с

преобладанием распределенной генерации, ускоренное развитие распределительных сетей• Внедрение интеллектуальных сетей (smart grids) в ЕНЭС и распределительных сетях

Системы централизованного теплоснабжения:• Замена котельных на когенерацию, • Модернизация и реконструкция тепловых сетей

1818

Спасибо за внимание

Москва, апрель 2010