Проблемы электроэнергетики РФ Октябрь 2010 года Струнилин П. В.
Основные проблемы эенргетики Основными проблемами электроэнергетики РФ являются следующие: 1. Низкая надежность энергоснабжения, вызванная отсутствием экономических стимулов у сетевых организаций. 2. Ожидаемый рост цен для конечных потребителей, вызванный следующими причинами: Сегменты рынка Изменения Последствия Рынок электроэнергии Рост цен на газ и полная либерализация рынка Рост цены РСВ не менее 15% ежегодно в 20112013 гг. (аналогично ценам на газ) Рынок мощности Запуск долгосрочного рынка Возможен рост цен на мощность с 115 руб/к. Вт/мес до 500 руб/к. Вт/меc за 2 -3 года. Передача Переход сетей на RAB Рост тарифов на передачу не менее 15 -20% ежегодно. Розничный рынок Запуск целевой модели розничных рынков Сохранение локальной монополии Гарантирующих поставщиков и необоснованный рост их прибыли. Таким образом, цены на электроэнергию для конечных потребителей уже превысили стоимость собственной автономной генерации и в ближайшие три года могут вырасти еще более, чем на 50% к уровню 2010 г. 2
Надежность энергоснабжения Приказ Минэнерго от 29. 06. 2010 № 296 «Об утверждении методических указаний по расчету надежности …» предусматривает ежегодный 1, 5%-ый темп улучшения надежности энергоснабжения. При этом, коэффициент допустимого отклонения надежности по сетевым организациям составляет 20 -35%. Коэффициенты допустимого отклонения № Тип организации Первые 3 года Последующие периоды 1 ФСК 25% 20% 2 РСК, перешедшие на RAB до 1. 07. 2010 г. 30% 25% 3 Прочие сетевые организации 35% 30% Таким образом, при сохранении текущего уровня надежности потребуется 20 лет (30%/1, 5%) для того, чтобы сети начали нести финансовые потери от своего бездействия. 3 Надежность собственных электрических сетей ТНК-ВР за 5 лет была увеличена в 3 раза. Причем без увеличения расходов.
Правила долгосрочного рынка мощности НП «Сообщество покупателей электроэнергии» на протяжении 2008 -2010 гг. участвовало во всех обсуждениях и направляло официальные письма со своей позицией в НП «Совет рынка» , а также в министерства и ведомства РФ. Результаты работы над концепцией долгосрочного рынка: № Развилка Позиция НП покупателей Позиция поставщиков Вариант, принятый в ПП РФ № 89 1. Уровень доходности на капитал (WACC) для ДПМ 6% в реальном выражении 13, 6% в выражении 7, 5% в реальном выражении 2. Снижение оплаты на размер терминальной стоимости станций Учитывать в размере 25% от Capex Не учитывать 3. Ограничение уровня оплаты старой мощности в КОМ Предельный уровень оплаты не выше среднего тарифа – 115 руб. /к. Вт/мес. По цены мощностей руб. /к. Вт/мес. Плата за ошибки прогноза спроса СО Невостребованн ые генераторы не оплачиваются Потребители оплачивают спроса СО. 4. реальном Результат +/- (соответствует номинальной ставке 14%) Учтена в размере 10% от Capex – новых 500 ошибки +/- Ограничение в размере 118 руб. /к. Вт/мес. вводится ФАС лишь в случае отсутствия конкуренции; 15% самых дорогих заявок не участвуют в ценообразовании -/+ Предусмотрена возможность планирования потребления, но штрафы за отклонения очень значительны. -/+ Из-за раздробленности интересов и отсутствия единой консолидированной позиции (как у генераторов), нам удалось лишь частично защитить интересы всех потребителей. Вступление в НП «Сообщество покупателей» большего числа участников могло бы дать нам конкурентные преимущества в последующих обсуждениях изменений Правил рынка. 4
RAB и инвестиции RAB и “инвестиции” Программы развития сетевых организаций не являются инвестиционными - это программы капитальных вложений. Переход на RAB создает сетевым компаниям стимулы для увеличения объемов сетевого строительства (капитала), причем независимо от реальной востребованности объектов потребителем № ПП РФ № 977 Предложения Последствия 1 Отсутствуют минимально допустимые требования к окупаемости • IRR включаемых проектов не ниже нормы доходности по RAB. Повышение эффективности сетевой компании и сдерживание роста тарифов • Для ФСК дополнительно – ликвидация ограничений по зонам свободного перетока и снижение распределенного резерва мощности. • В случае необходимости строительства неокупаемых объектов они должны частично финансироваться за счет бюджетов с целью достижения предельно допустимого IRR 2 • Обязательная оценка альтернативных вариантов: автономная генерация, линии из других регионов и пр. Более оптимальное распределение инвестиционных ресурсов для экономики РФ в целом. 3 5 Отсутствует оценка альтернативных вариантов энергоснабжения Отсутствует соответствие спросу на электроэнергию • Соответствие инвестпрограммы прогнозным темпам роста потребления, темпам роста ВРП и ВВП. Снижение избыточной нагрузки на промышленность, повышение ее конкурентоспособности на мировых рынках и достижение целей, определенных долгосрочной стратегией социальноэкономического развития РФ.
Необоснованная прибыль гарантирующих поставщиков Реализация мощности в рознице • Гарантирующий поставщик продает на рознице мощности больше, чем купил на оптовом рынке. • Положительная разница не транслируется потребителям. Как результат - завышенные цены на розничном рынке. • • 6 В случае оплаты мощности в часы совмещенного пика каждый заплатит за 7, 5 МВт (вместо 10 МВт) В целом, по консервативной оценке, переплата составляет минимум 4% На первом этапе предлагаем вернуть ранее существовавшую систему контроля максимума для определения обязательств по оплате мощности генераторов на оптовом рынке и услуг по передаче, в дальнейшем перейти на оплату мощности в час совмещенного пика.
Рост цен для конечных потребителей Рост цен на электроэнергию для промышленных потребителей в 2011 г. составит не менее 21%. Минимальный прогноз цен на электроэнергию (на примере Тюменского региона: ТНК-Нягань) 2010 2011 Темпы роста (по инфл) Темпы роста (предл. МЭР) % рег. рынка % 31% 0% Рег. тарифы Руб/к. Втч 1, 34 - Нерег. цены Руб/к. Втч 1, 96 2, 15 Электроэнергия Руб/к. Втч 0, 86 0, 99 15%* 15% мощность Руб/к. Втч 0, 45 0, 48 6, 5%* 15% передача Руб/к. Втч 0, 65 0, 68 6, 5%* 15% Руб/к. Втч 1, 77 2, 15 21, 4% 26, 6% Конечная цена * Без перехода на RAB сетевых компаний и без новых вводов генерации При переходе на RAB запланированный ХМРСК на 2011 год рост тарифов на услуги ОАО «Тюменьэнерго» составляет 97%, рост конечных цен может составить до 56%. Справочно: темпы роста цен на электроэнергию для ТНК-BP 2007/2006 Темпы роста 7 2008/2007 2009/2008 2010 (9 мес. ) /2009 2011/2010 17% 19% 23% 25% 21 -56%
Скачать презентацию Проблемы электроэнергетики РФ Октябрь 2010 года Струнилин П
2c50fcb8f36ef9b06b0ed87e1d9460b5.ppt