Инвестиционная сессия по итогам 2013 года Москва

Инвестиционная сессия по итогам 2013 года Москва

Системные вопросы инвестиционной деятельности электроэнергетики

Инвестиционное планирование в системе рыночных отношений В отрасли сохраняется высокая степень износа энергетического оборудования. Реализация программы ДПМ разового «квази-рыночного» механизма привлечения инвестиций с элементами централизованного планирования и рыночного контроля исполнения обязательств создала предпосылки для проведения масштабной модернизации генерирующего оборудования при этом, целевое виденье предусматривает, что дальнейшие инвестиционные решения должны приниматься на основе рыночных ценовых сигналов без государственной поддержки однако, в условиях действующих ограничений на темпы прироста цен на электроэнергию наблюдается недостаточная инвестиционная активность, направленная на модернизацию генерирующего оборудования. Развитие инвестиционной активности после окончания программы ДПМ – предмет эволюцию модели оптового и розничного рынка электрической энергии (мощности). Баланс между централизованным планированием и контролем инвестиционной активности и принятием и исполнением инвестиционных обязательств исключительно в системе рыночных отношений достигается по мнению Минэнерго России в модели, предусматривающей проведение долгосрочных отборов мощности. 2

Инвестиционное планирование в системе государственного регулирования В действующую программу ДПМ не вошли генерирующие объекты, расположенные в неценовых зонах оптового рынка и изолированных от ЕЭС территориях, при этом, в настоящее время существует необходимость в выводе из эксплуатации устаревшего и неэффективного генерирующего оборудования и строительство новых генерирующих мощностей. В этой связи необходимо, определить эффективные механизмы вывода генерирующего оборудования из эксплуатации и определить критерий востребованности генерации. Действующая нормативно-правовая база не в достаточной степени обеспечивает развитие инвестиционной активности на основе свободных двусторонних отношений. Заключение двусторонних договоров возможно на ограниченный срок по регулируемым ценам (тарифам), равным тарифам, устанавливаемым для соответствующего поставщика электрической энергии. Это может послужить сдерживающим фактором для запуска инвестиционных проектов нового строительств генерирующих мощностей. Развитие инвестиционной активности на территориях с ограниченной конкуренцией целесообразно проводить с переходом к долгосрочному тарифному регулированию и нормативному обеспечению возможности заключения соответствующих долгосрочных свободных двусторонних договоров. 3

Вывод из эксплуатации генерирующего оборудования В настоящее время объем генерирующих мощностей, поставляющих мощность в вынужденном режиме составляет порядка 10 ГВт. Стоимость вынужденных мощностей «по теплу» составляет 9, 2 млрд руб, «по электрике» 16, 5 млрд руб в год В настоящее время отсутствуют реальные механизмы вывода из эксплуатации неэффективной генерации. В этой связи ведется разработка программы мероприятий, направленных на обеспечение физической возможности вывода из эксплуатации (консервации) неэффективной мощности. В рамках разработанного Минэнерго России проекта Постановления РФ предлагается с 01. 06. 2017 мощность вынужденных «по теплу» не оплачивать, исключить участие неэффективной генерации старше 55 лет с давлением свежего пара 9 атм – 7 337 МВт, в том числе не включавшихся в ОЗП предшествующего года (КИУМ < 30%) - 2 844 МВт. Дополнительно Минэнерго России ведет разработку предложений по совершенствованию процедуры вывода из эксплуатации, которая предполагает опробование и утверждение критериев, требований и регламентов исполнения комплекса мероприятий, во том числе, выкуп объекта генерации, разработка и реализация замещающих процедур 4

Основные системные вопросы инвестиционной деятельности электроэнергетики üНеобходимость корректировки системы инвестиционного планирования и контроля за реализацией инвестиционных программ субъектов электроэнергетики ü Снижение инвестиционного потенциала субъектов электроэнергетики, связанное с ограниченностью источников финансирования инвестиционных программ: ØПлатежная дисциплина ØОграничения при тарифном регулировании в электросетевом комплексе ØДинамика кредитной нагрузки и задолженности компании ØОбеспеченность источниками финансирования технологического присоединения üНесовершенный механизм финансирования инвестиционных проектов за счет средств федерального бюджета путем дополнительной эмиссии акций: ØРиски реализации проектов с привлечением средств федерального бюджета путем участия Российской Федерации в уставных капиталах Ø Отсутствие механизма перераспределения/возврата бюджетных средств, невостребованных в ходе реализации проекта üДисциплина исполнения договоров о поставке мощности 5

Совершенствование правил утверждения и контроля за реализацией инвестиционных программ (ИПР) субъектов электроэнергетики 1 2 6 Корректировка критериев отнесения субъектов электроэнергетики, инвестиционные программы которых утверждаются уполномоченными федеральными и региональными органами исполнительной власти Формирование ИПР сетевых организаций на основании целевых показателей, устанавливаемых в порядке, утвержденном Министерством энергетики Российской Федерации Обязательное применение при разработке и утверждении ИПР укрупненных нормативов цены капитального строительства объектов электроэнергетики Использование результатов технологического и ценового аудита при утверждении инвестиционных программ субъектов электроэнергетики 3 Синхронизация ИПР Синхронизация мероприятий ИПР сетевых организаций с утвержденными схемой и программой развития ЕЭС России и схемами и программами развития электроэнергетики субъектов Российской Федерации Синхронизация ИПР со схемами территориального планирования Согласование ИПР смежных сетевых организаций в целях синхронизации развития магистральной и распределительной электросетевой инфраструктуры в том числе через механизм общественного обсуждения 4 Общественный контроль Публичность и оптимизация процессов представления и согласования проектов ИПР (использование портала gosuslugi. ru) Общественное обсуждение ИПР (рассмотрение мотивированных замечаний и предложений потребителей к ИПР) Рассмотрение на Правительственной комиссии по вопросам развития электроэнергетики потребителей (высшим исполнительным органом государственной власти субъекта РФ) обращений совета потребителей (межотраслевых советов потребителей) по вопросам учета замечаний к проектам ИПР Совершенствование правил контроля за реализацией ИПР Минэнерго России подготовило изменения в постановление Правительства Российской Федерации от 01. 12. 2009 № 977 «Об инвестиционных программах субъектов электроэнергетики» 6

Основные направления совершенствования порядка разработки схем и программ перспективного развития электроэнергетики 7 1. Совершенствование методологии и порядка разработки схем и программ. Повышение качества разработки стратегических документов в сфере электроэнергетики и прозрачности полученных результатов для широкого круга заинтересованных лиц 2. Обязательное использование схем и программ принятии решений органами исполнительной власти (регуляторные решения, бюджетные инвестиции, в т. ч господдержка) Повышение ответственности органов исполнительной власти за качество разрабатываемых планов и прогнозов развития электроэнергетики 3. Экспертное и общественное обсуждение результатов разработки схем и программ Повышение качества планирования за счет вовлечения в процесс подготовки схем и программ экспертов и широкого круга заинтересованных лиц Минэнерго России планируется подготовка изменений в постановление Правительства Российской Федерации от 17. 10. 2009 № 823 «О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики » и иные акты Правительства Российской Федерации 7

Динамика задолженности на оптовом рынке электроэнергии Динамика задолженности на ОРЭ млрд. руб. с НДС 60, 000 50, 000 40, 000 52, 3 47, 7 56, 6 44, 5 47, 0 51, 8 45, 1 43, 5 33 34, 6 46, 8 32, 6 32, 3 51, 1 50, 7 50 44, 1 38 50, 5 36, 8 30, 000 39, 3 47, 9 47, 4 45, 9 41, 5 43 47, 2 47, 5 44, 1 47, 7 47 47 Снижение задолженности в 2014 г - 2, 9 млрд. руб. Снижение задолженности в 2013 г. 0, 7 млрд. руб. Рост задолженности в 2012 г. - 19 млрд. руб. 28, 7 20, 000 10, 000 0 MM d M MM d M M M d M MM MM d M ЦЗ 2013 Задолженность по федеральным округам MM d M ЦЗ 2014 Южный ФО 4 797 5 582 786 98 104 Северо-западный ФО 5 575 4 979 -597 101 99 Дальневосточный ФО 629 501 -128 100 101 ОАО "Ингушэнерго" Сибирский ФО 3 445 2 229 -1 215 102 99 100 ОАО "Каббалкэнерго" Уральский ФО 221 123 -98 100 100 Приволжский ФО 2 132 1 021 -1 111 100 Северо-Кавказский ФО 23 160 25 919 2 758 81 ОРЭ 48 268 45 024 -3 244 в т. ч. ГП ДЗО Россети 23 780 26 590 2 810 Центральный ФО ЦЗ 2012 Крупнейшие должники Задолженность на Наименование энергосбытовой компании 01. 2014 29. 05. 2014 в МАЕ ОАО "Архангельская сбытовая 552 31 2014 компания" 100 ОАО "Волгоградэнергосбыт" 4 409 5 150 99 ОАО "Дагестанская 10 144 11 745 99 энергосбытовая компания" Наименования федерального округа MM d M % оплаты Прирост(+) За покупку на снижение (-) 2014 год 01. 2014 29. 05. 2014 за 2014 на 29. 05. 2013 год на 29. 05. 2013 4 8 309 4 669 -3 640 101 99 Прирост(+)/ снижение(-) в 2014 г -521 740 1 600 1 429 1 461 32, 1 106 160 54, 2 ОАО "Севкавказэнерго" 2 286 2 415 129 100 ОАО "Нурэнерго" 8 932 9 841 909 80 68 ОАО"Тываэнергосбыт» 447 509 62 100 99 99 ГП ДЗО Россети 23 780 26 590 2 810 68 67 39 Итого контролируемые 30 166 32 813 2 647 Рост задолженности на оптовом рынке прекращен! 8

Динамика задолженности на розничном рынке электроэнергии Динамика задолженности гарантирующих поставщиков по группам потребителей РР в 2014 г. в сравнении с 2013 г. млрд. руб. 138 Январь Февраль Март 124. 4 125. 3 112. 8 Апрель Май в 2013 году Июнь Июль Задолженность (на 14. 05. 2014) к ср. мес. ТП (мес. ) Прирост в 2014 млрд. руб. Дальневосточный ФО 91% 90% 7, 2 2, 8 5, 6 0, 78 2, 9 Сибирский ФО 88% 90% 15, 7 12, 5 20, 9 1, 33 8, 3 Уральский ФО 93% 95% 13, 6 9, 7 13, 6 1, 00 4, 0 Приволжский ФО 91% 93% 28, 6 22 32, 9 1, 15 10, 9 Южный ФО 91% 92% 11 15, 5 19, 7 1, 79 4, 1 Сев-Кавказск. ФО 90% 82% 3, 5 14, 6 16, 1 4, 65 1, 5 Центральный ФО 94% 62, 2 40, 5 56, 5 0, 91 16, 0 Северо-Западный ФО 93% 89% 15, 7 17, 5 22, 2 1, 41 4, 8 92, 4% 92, 6% 157, 6 135 187, 4 1, 19 52, 3 Федеральный округ Всего 2014 с 01 2013 с 01 января - по 14 мая * - информация расчитана 20. 05. 2014 г. Задолженность, млрд. руб. на 01. 2014 Процент оплаты Ср. мес. ТП с 01 января по 14 мая млрд. руб. на 14. 05. 2014 Структура задолженности по Федеральным округам на розничных рынках ГП 139. 1 140 136. 5 Август Сентябрь в 2014 году 157. 6 152. 8 Октябрь 135. 0 Ноябрь Декабрь Структура задолженности по группам потребителей на розничных рынках гарантирующих поставщиков Задолженность, Процент оплаты млрд. руб. Прирост в 2014 млрд. руб. 134. 2 Январь -апрель 2013 г задолженность выросла на 25, 2 млрд. руб. или 0, 17 периода ср. мес. ТП. 153. 3 Задолженность (на 14. 05. 2014) к ср. мес. ТП (мес. ) 144. 9 187. 4 на 14. 05. 2014 135 165. 8 161. 9 148. 3 на 01. 2014 169. 9 168. 4 Январь-апрель 2014 г. зад-ть выросла на 30, 8 млрд. руб. или 0, 19 периода ср. мес. ТП. Ср. мес. ТП с 01 января по 14 мая млрд. руб. 220 200 180 160 140 120 100 80 60 40 Промышленные потребители 94% 32, 2 23, 6 31, 8 0, 99 8, 3 Непромышленные потребители 94% 81, 8 75 94, 2 1, 15 19, 2 Бюджетные потребители 83% 85% 15, 1 8, 3 19, 4 1, 29 11, 1 Сельхозтоваропроизводители 94% 95% 4, 5 2, 1 3, 4 0, 75 1, 3 88% 92, 4% 91% 92, 6% 24 157, 6 26 135, 0 38, 5 187, 4 1, 61 1, 19 12, 5 52, 3 Группа потребителей Население Всего 2014 с 2013 с 01 01 января - по 14 мая Задолженность на розничном рынке продолжает расти – необходимо ужесточение ответственности неплательщиков и внесение изменений в ряд нормативных документов 9

Ограничения при тарифном регулировании в электросетевом комплексе Основные проблемы • Ограничение конечной стоимости товаров и услуг инфраструктурных компаний • Наличие перекрестного субсидирования в электроэнергетике (240 млрд рублей), в том числе через механизм «последней мили» (43 млрд рублей) • Компенсация выпадающих доходов от льготного технологического присоединения • Наличие сглаживания при RAB-регулировании ПРИ ЭТОМ: q Рост тарифов для бизнеса достиг предела роста q. Резкий рост тарифов для населения невозможен q Сохраняется потребность в растущих инвестициях в надежность энергоснабжения потребителей Предлагаемые решения • Повышение внутренней эффективности электросетевых компаний (оптимизация операционных и инвестиционных расходов, бенчмаркинг) • Поэтапное доведение цен (тарифов) для населения до экономически обоснованного уровня • Дальнейшее совершенствование процесса инвестиционного планирования • Бюджетные субсидии 10

Сохранение параметров RAB-регулирования в условиях ограничения роста тарифов Непредусмотренный возврат «сглаживания НВВ» в тарифно-балансовых решениях 2012 -2017 гг. * (в текущих долгосрочных моделях) Некомпенсируем ый объем сглаживания, млрд. руб Темп роста тарифов, % Субъекты РФ Итого в том числе: Пермский край Белгородская область Саратовская область Воронежская область Оренбургская область 2015 2016 2017** С учетом ограничения роста тарифов и сохранения долгосрочных параметров RAB значительно вырастает объем «сглаживания» НВВ в долгосрочном периоде регулирования (ДПР), который приходится на 2017 год 46, 6 99, 3 101, 0 101, 9 267, 8 9, 9 104, 3 102, 4 122, 4 219, 0 8, 6 103, 2 105, 0 105, 1 161, 0 6, 7 101, 2 104, 5 103, 4 152, 8 3, 8 107, 4 107, 3 107, 4 139, 5 3, 6 Субъекты РФ В настоящее время указанная проблема рассматривается в Минэнерго России совместно с ОАО «Российские сети» и субъектами РФ для поиска допустимых и оптимальных путей ее решения Прирост тарифов по прогнозу СЭР (от 20. 05. 2014 г. ): 2015 г. – 3, 3%, 2016 г. – 5, 5%, 2017 г. – 4, 3% Темп роста тарифов утвержденный, % 2015 Итого 2016 в том числе: Москва Московская область Ленинградская область Санкт-Петербург Ростовская область 2017* Объем сглаживания, млрд. руб учтено в ТБР Требуемый 47 168 122, 6 114, 5 113, 5 107, 9 112, 7 109, 4 203, 0 154, 4 2, 5 0, 0 29, 5 10, 6 120, 9 107, 8 102, 4 108, 0 111, 6 104, 9 155, 5 145, 8 202, 3 235, 8 181, 5 204, 3 10, 1 9, 0 8, 6 20, 0 15, 6 9, 2 * - оценочно, по данным ОАО «Российские сети» ** - указан необходимый рост тарифа в 2017 году для обеспечения полного возврата «Сглаживания» 11

Динамика кредитной нагрузки и задолженности компании 3. 5 3 Росэнергоатом 2. 5 Ленэнерго 2 МОЭСК 1. 5 Рус. Гидро 1 СО 0. 5 ФСК 0 2011 2012 К С Ф О С ро Ру с. Г ид К С Э О М то м оа не рг Доля привлеченных источников финансирования в 2013 году Ро сэ По сетевым и распределительным компаниям наблюдается рост кредитной нагрузки, кроме того заемные источники по данным компаниям имеют наибольший вес в общем объеме источников финансирования инвестиционной программы. 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% 2013 го DEBT/EBITDA эн ер 2010 Ле н 2009 Динамика роста Долг/EBITDA свидетельствует об ухудшении финансово-экономического состояния компаний. Несоблюдение данного показателя по действующим кредитным договорам ведет к удорожанию привлекаемых кредитных ресурсов. 12

Обеспеченность источниками финансирования технологического присоединения Млрд. рублей Объем освоения по ТП и доля платы за ТП в источниках финансирования 20. 0 18. 0 16. 0 100% 80% 14. 0 ФСК МОЭСК 12. 0 60% Ленэнерго 10. 0 8. 0 40% Обеспеченность платой за ТП ФСК Обеспеченность платой за ТП МОЭСК 6. 0 4. 0 20% Обеспеченность платой за ТП Ленэнерго 2. 0 - 0% 2009 2010 2011 2012 2013 Плата за технологическое присоединение компенсирует не более 40 % затрат на технологическое присоединение, таким образом, субъекты электроэнергетики вынуждены отвлекать собственные источники финансирования от проектов по другим направлениям инвестиционной программы, а также привлекать кредитные средства на реализацию проектов по технологическому присоединению. Дополнительное привлечение кредитных средств ведет к удорожанию основных средств за счет капитализации процентов и ухудшению финансово-экономического состояния сетевых и распределительных компаний. 13

Риски реализации проектов с привлечением средств федерального бюджета путем участия Российской Федерации в уставных капиталах ØОтсутствие в действующем законодательстве унифицированной системы контрольных процедур, обеспечивающих эффективный контроль за целевым расходованием предоставленных финансовых ресурсов, непревышением утвержденной сметной стоимости проектов, обеспечением достижения заданных сроков ввода объектов и проектных эксплуатационных и экономических показателей. При увеличении доли Российской Федерации в уставном капитале открытого акционерного общества путем оплаты дополнительной эмиссии акций общества дополнительно существуют следующие риски: ØИзменение структуры акционерного капитала в пользу контролирующего акционера, что приводит к размыванию долей миноритарных акционеров и может отрицательно сказываться на рыночных котировках акций, негативно отражаться на финансовых показателях и ковенантах общества. Риск блокирования миноритарными акционерами решений, приводящих к снижению их доли в уставном капитале; ØВ соответствии с требованиями Федерального закона от 26. 12. 1995 № 208 -ФЗ оплата дополнительной эмиссии акций должна производиться не ниже их номинальной стоимости. Однако в случае, если в период проведения сделки акции общества торгуются существенно ниже их номинальной стоимости, то такая операция потенциально может приводить к формированию убытка для государства, что может трактоваться как неэффективное инвестирование бюджетных средств; ØПри формировании МСФО-отчетности энергокомпаниями потенциально возможно проведение обесценения введенных объектов с отнесением убытков на прибыль компании, что окажет негативное влияние на показатели МСФО-отчетности и приведет к снижению уровня дивидендов; ØОсуществление строительства и реконструкции объектов капитального строительства дочерними и зависимыми обществами энергокомпаний, не являющихся получателями бюджетных инвестиций, приводит к снижению эффективности контроля со стороны государства за расходованием бюджетных средств; ØПо ряду региональных энергокомпаний бюджетные инвестиции в виде взноса в уставный капитал после ввода объектов в эксплуатацию приводят к чрезмерному росту тарифа на передачу электроэнергии и необходимости предоставления субсидии на компенсацию разницы между экономически обоснованным уровнем тарифа и устанавливаемым. Стоимость вводимого оборудования, по сути, дважды оплачивается за счет бюджетных средств. 14

Финансирование проектов за счет взноса средств федерального бюджета в уставной капитал компаний Снижение контроля Министерство энергетики Российской Федерации Снижение доли в капитале Миноритарные акционеры Блокирование решений Взнос в УК Акционерная компания Допэмиссия акций по номинальной стоимости 208 -ФЗ от 26. 12. 1995 «Об акционерных обществах» Перераспределение Взнос в УК Филиалы и ДЗО Реализация проектов Несоблюдение условий договоров и соглашений о предоставлении бюджетных инвестиций Отсутствие механизма возврата средств Бюджет Российской Федерации Экономия средств Выделение ОАО «ФСК ЕЭС» 14 038, 0 млн рублей на строительство объектов электросетевой инфраструктуры Сочи-2014 Остаток средств – 1 653, 7 млн рублей Выделение ОАО «Холдинг МРСК» 7 000, 0 млн рублей на строительство объектов электросетевой инфраструктуры Сочи-2014 Соглашением не определены объекты, на которые были направлены средства Выделение ОАО «Рус. Гидро» 4 330, 0 млн рублей на завершение строительства водосброса СШГЭС Остаток средств – 476, 9 млн рублей Выделение ОАО «ДВЭУК» 6051, 1 млн рублей на строительство объектов электросетевой инфраструктуры Остаток средств – 985, 7 млн рублей Срыв сроков ввода Изменение технических характеристик Изменение титулов üМинэнерго России направлен в Правительство Российской Федерации проект постановления, позволяющий использовать остатки средств бюджетных инвестиций от реализации акционерными обществами инвестпроектов на реализацию иных, включенных в ФАИП инвестпроектов 15

Системные вопросы - основные выводы ØВ настоящее время субъекты электроэнергетики не в состоянии обеспечивать развитие электроэнергетической отрасли за счет внутренних и кредитных источников без ухудшения ключевых показателей деятельности. ØНеобходимо совершенствование механизмов инвестиционной деятельности в электроэнергетике, включая механизм финансирования проектов за счет средств федерального бюджета и рыночные механизмы. 16

Реализация объектов ДПМ

Реализация проектов в рамках договоров о поставке мощности Мощность объекта ДПМ, МВТ Компания Объект Примечание ОАО «Мосэнерго» ОАО «Волжская ТГК» ООО «Лукойл. Астраханьэнерго» ОАО «ТГК-9» ОАО «ТГК-11» Плановая дата 01. 2013 01. 04. 2013 61, 5 30. 06. 2013 0 Срок ввода сорван 80 80 80 01. 07. 2013 229, 5 01. 10. 2013 Отставание 3 месяца 120 01. 05. 2013 116 01. 07. 2013 Отставание 2 месяца 115 01. 10. 2013 106 01. 10. 2013 Введен в срок 165 01. 12. 2013 159, 6 01. 2014 60 30. 09. 2013 60 01. 10. 2013 90 31. 05. 2013 81, 9 01. 07. 2013 Блок N 5 Томь-Усинской ГРЭС Томь-Усинская ГРЭС 110 31. 12. 2013 0 Срок ввода сорван Блок N 4 Беловской ГРЭС Беловская ГРЭС ОАО «ТГК-1» План 2013 года 29, 5 30, 5 200 31. 12. 2013 0 Срок ввода сорван 55 31. 12. 2013 0 Срок ввода сорван 415 30. 09. 2013 433 01. 11. 2013 400 31. 12. 2013 0 Срок ввода сорван 213, 8 31. 12. 2013 0 Срок ввода сорван 90 31. 10. 2013 101, 5 01. 11. 2013 90 31. 10. 2013 99, 2 01. 11. 2013 Блок N 2 (ПГУ- 420) Няганской ГРЭС 0 01. 05. 2012 420, 9 01. 04. 2013 Блок N 1 (ПГУ- 420) Няганской ГРЭС 0 01. 08. 2012 424, 24 01. 12. 2013 0 01. 11. 2012 210 01. 11. 2013 0 2485, 3 01. 12. 2012 187, 65 2659, 0 01. 06. 2013 Объект N 4 (Гидроагрегат) Лесогорской ГЭС-10 Объект N 12 (Гидроагрегат) Светогорской ГЭС-11 Объект N 9 (ГТЭ-65) Территория ТЭЦ-9 Объект N 4 (ГТУ) Новокуйбышевской ТЭЦ-1 Объект N 5 (ГТУ) Новокуйбышевской ТЭЦ-1 Объект N 6 (ГТУ) Новокуйбышевской ТЭЦ-1 Объект N 3 (ПГУ ТЭС) котельной «Центральная» (г. Астрахань) Объект N 4 (ПГУ ТЭС) котельной «Центральная» (г. Астрахань) Объект № 2 (ГТУ) Пермской ТЭЦ-9 Объект N 4 (ПТ-50 -130, N 12) ТЭЦ-3, Омский филиал Объект N 5 (ПГУ-90) ТЭЦ-3, Омский филиал ОАО «Кузбассэнерго» ОАО «Барнаульская генерация» Блок N 8 Барнаульской ТЭЦ-2 Блок N 7 Назаровской ГРЭС Назаровская ГРЭС ОАО «Назаровская ГРЭС» (блок N 7) Блок N 1 Южноуральской ГРЭС-2 ОАО «ИНТЕР РАОЭлектрогенерация! Блок N 8 Черепетской ГРЭС Блок N 1 Джубгинской ТЭС Блок N 2 Джубгинской ТЭС ОАО «Фортум» ОАО «ИНТЕР РАОЭлектрогенерация» ОАО «Квадра» Блок N 4 Гусиноозерской ГРЭС Объект N 6 (ПГУ) Новомосковская ГРЭС ИТОГО Аттестованная Фактическая дата мощность 29, 5 01. 2013 0 01. 2013 Введен в срок Введен ранее Отставание 1 месяц Отставание 2 месяца Отставание 1 месяц 18

Проблемы реализации проектов в рамках договоров о поставке мощности ü ü Практически все компании воспользовались возможностью переноса срока ввода. В ходе проведенных Минэнерго России проверок выявлены следующие проблемы: Ø Низкая исполнительская дисциплина в отношении рекомендаций Минэнерго России, выданных по результатам ранее проведенных проверок Ø Несовершенство схемы управления проектами – схемы управления и реализации проектами перегружены и неоптимальны, недостаточен строительный контроль и технический надзор со стороны Заказчика и т. д. Ø Систематические отставания от графика строительно-монтажных работ Ø Фактическая численность строительно-монтажного персонала на строительной площадке ниже нормативной Ø Проблемы с финансовым состоянием генподрядчиков Ø Проблемы с синхронизацией сроков присоединение с сетевым объектам Ø Проблемы с претензионной работой в адрес контрагентов, нарушивших условия договоров Ø Неразвитость рынка генеральных подрядчиков с крупными портфелями реализованных проектов В 2013 году сорваны сроки ввода по 6 объектам ДПМ, мощностью более 1 ГВт (ОАО «ИНТЕР РАО – Электрогенерация, ОАО «СГК» , ОАО «Мосэнерго» ), при этом следует отметить, что практически все вводы из плана 2013 года введены с отставанием от 1 до 3 месяцев от установленного срока Кроме того, в 2013 году было введено 4 объекта (ОАО «Фортум» , ОАО «ИНТЕР РАО – Электрогенерация, ОАО «Квадра» ), мощностью более 1, 2 ГВт из плана 2012 года. Объекты введены с отставанием от 7 до 16 месяцев 19

Проверки Минэнерго России хода реализации инвестиционных проектов

Проверки Минэнерго России за 2013 год В соответствии с Правилами осуществления контроля за реализацией инвестиционных программ субъектов электроэнергетики, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 01. 12. 2009 № 977 «Об инвестиционных программах субъектов электроэнергетики» , Минэнерго России осуществляет выездные проверки проектов, предусмотренных инвестиционными программами субъектов электроэнергетики, утвержденными Минэнерго России, а также проектов ДПМ. Возможность ввода в эксплуатацию в срок Проведено 89 проверок 81 плановая 8 внеплановых 29 генерирующих объектов 60 сетевых объектов 20 СВМ По результатам проверок было выдано порядка 620 рекомендаций, 200 из которых не выполнено. 43 объектов: -14 генерирующих - 29 сетевой 46 объектов: -15 генерирующих - 31 сетевой 21

СПАСИБО ЗА ВНИМАНИЕ