Transcript Презентация (PPT, 471.5 КБ)

Причины высоких цен на электроэнергию и
меры по их снижению
П.В. Струнилин
Москва, февраль 2011 г.
1. Факторный анализ роста цен на электроэнергию
на примере относительно благополучного Тюменского региона
За 2009-2011 гг. цены на электроэнергию для промышленных потребителей (110 кВ) выросли
более, чем на 100% за последние три года (с 1,06 до 2,21 руб/кВтч).
В 2012-2014 гг. ожидается рост еще почти на 70% (до 3,72 руб/кВтч)
3,9
3,72
руб/кВтч
3,4
0,75
2,9
2,21
2,4
1,9
0,27
1,4
1,06
Методика прогноза 2011-2014:
Тарифы ФСК - по решению ФСТ до 2014 г.
Тарифы МРСК – 30% ежегодно (минимальный темп при переходе на RAB).
Топливные затраты и спарк-спред ТЭС – по газу (15% в год).
Мощность ТЭС – по прогнозу Минэнерго (12% в год)
Тарифы ГЭС/АЭС – по решению ФСТ на 2011 г. и далее по 5% ежегодно.
г.
20
14
ДП
М
.з
ат
ра
ты
(с
па
рк
-с
пр
ТЭ
ед
С
*)
(с
па
рк
-с
пр
ед
*)
М
РС
К
С/
АЭ
С
ГЭ
С/
АЭ
С
ГЭ
•
•
•
•
•
то
пл
ФС
К
г.
20
11
ДП
М
.з
ат
ра
ты
(с
па
рк
-с
ТЭ
пр
ед
С
(с
*)
па
рк
-с
пр
ед
*)
М
РС
К
то
пл
ФС
К
20
08
г.
0,9
* спарк-спред – стоимость
топлива в электроэнергию
переработки
2
Ле
ни
нг
Во рад
ло ск
го ая
д
о
Бр ска бл
ян я аст
о
Т ск б ь
Ке ул ая л ас
ме ьс об ть
ро кая л а
вс о сть
ка бл
я ас
П
о
т
Ли ерм бл а ь
С
с
ар пец ски ть
О ато кая й к
р
ре в
нб с ка обл ай
М у рг я о аст
Н ос к ска бл ь
иж о я ас
е г вс об ть
ор ка ла
я
Ро од
о ст
с т с ка бл а ь
Я
р ов я о с т
Уд ос л ска бл ь
м ав я о ас
ур с
т
тс ка бла ь
ка я о с т
П
ен я Р бл ь
е а
з
Ку енс спу сть
рг ка бл
ан я
и
с к об ка
Р
Во ес ая л ас
р о пу об ть
л
Ре неж б ли ас
т
к
сп с
а ь
Ре уб кая Ты
с п ли об ва
Чу уб л ка М л а
ва ик о сть
ш а рд
И ска Та ов
ва я та ия
но Ре рс
вс с п та
н
к
Ас То ая уб л
о
и
м
тр
а с к б л ка
Бе х а ая ас
л г нск об ть
л
ор а
М од я о аст
у р ск б л ь
ма ая ас
н
о т
Тв ска бл ь
а
я
е
Ре
рс об с ть
к
сп
л
а
уб Ку р я ас
ли с к об ть
а л
С ка Б я о ас т
та
вр а ш бла ь
оп ко ст
ол рт ь
ьс ост
ки ан
й
кр
ай
2. Динамика сетевых тарифов (данные НП ГП)
рост сетевых тарифов в 2011 г
Средний рост 40,5%
50%
45%
40%
35%
30%
25%
20%
15%
10%
5%
0%
Рост от 50% до 200%
3
3. Причины высоких сетевых тарифов –
высокие затраты на содержание.
Бенчмаркинг удельных затрат на содержание сетевого хозяйства
120
114
стоимость 1 УЕ, тыс. руб
100
82
80
60
41
40
38
34
21
20
17
0
Тюменьэнерго
Иркутскэнерго
ЮТЭК (ТСО адм.
ХМАО)
Роснефть
Лукойл
Сургутнефтегаз
ТНК-ВР
4
4. Причины высоких сетевых тарифов – отсутствие правил
формирования инвестиционных программ
При формировании инвестиционных программ не учитываются принципы
экономической обоснованности проектов
ПРИМЕРЫ:
1. Строительство избыточных объектов
Инвестпрограмма ОАО «Тюменьэнерго» на 2010 год, ПС 110 кВ Нагорная (2х40 МВА), 882 млн. руб.,
для энергоснабжения г. Ханты-Мансийска по предложению администрации ХМАО.
Установленная мощность подстанций, питающих сегодня г. Ханты-Мансийск, составляет 272 МВА
Пиковая нагрузка г. Ханты-Мансийска 95 МВА
•
•
•
•
2. Строительство непрофильных объектов в инвестпрограмме
Надстройка 220 кВ на ПС Вандмтор + ВЛ 220 40 км
Надстройка 220 кВ на ПС Игрим + ВЛ 220 360 км
ПС 220 кВ Победа + ВЛ 220 360 км
ПС 220 кВ Салехард + ВЛ 220
2010 г., относящихся к ЕНЭС
– 1133 млн. руб.
– 1676 млн. руб.
– 1300 млн. руб.
– 1360 млн. руб.
3. Отсутствует система контроля эффективности инвестиционных программ
• Проверкой обоснованности инвестиционной программы ОАО «Тюменьэнерго» на 2011-2015 годы,
величина которой составляет 94 млрд. руб., в Региональной энергетической комиссии занимается 1
человек.
5
5. Причины высоких сетевых тарифов – отсутствие стимулов
к повышению надежности и снижению потерь
ПРИМЕРЫ:
1. Надежность энергоснабжения
• Приказ Минэнерго «Об утверждении методических указаний по расчету
надежности …» предусматривает ежегодный 1,5%-й темп улучшения надежности
энергоснабжения.
• Коэффициент допустимого отклонения надежности по сетевым организациям
данным приказом установлен на уровне 30%.
• Сетевые компании в течение следующих 20 лет (30%/1,5%) не имеют
экономических стимулов к повышению надежности.
2. Потери электроэнергии
• На 2011 год Министерством энергетики увеличены до 9,05% нормативы потерь для
предприятий Холдинга МРСК (с 7,45%), что эквивалентно 7,6 млрд. кВт.ч. или
порядка 15 млрд. руб.
• Утвержденные нормативы превышают фактические потери (например, Ленэнерго
на 3,74%, Костромаэнерго на 2%).
• Несмотря на ежегодно включаемые в тарифы расходы на реализацию программ
снижения потерь, их уровень растет, а нормативы увеличиваются Минэнерго.
6
6. Причины высоких сетевых тарифов – «последняя миля»
Юграгазпереработка – совместное предприятие Сибура и ТНК-ВР
Структура себестоимости переработки газа
Млрд.руб.
%
9,2
100
6,2
67
ФСК
0,8
8
перекр. субсидиров. – последняя миля(ФСК-МРСК)
2,5
27
Руб/кВтч
%
2,27
100
МРСК
0,82
36
ФСК
0,19
8
перекр. субсидиров. – последняя миля(ФСК-МРСК)
0,63
28
Стоимость переработки
в т.ч. стоимость электроэнергии
Структура цены на электроэнергию
Конечная цена электроэнергии
* включая сбытовую надбавку
7
7. Потеря конкурентоспособности потребителей РФ
0,14
0,13
0,12
0,12
руб/кВтч
0,10
0,12
0,09
0,06
0,11
0,08
0,08
Конечная цена
в т.ч. топливо
в т.ч. передача
0,08
0,07
0,12
0,07
0,06
0,05
0,05
0,04
0,03
0,02
0,02
0,02
0,03 0,03
0,02
0,02
0,01
ме
нь
),
20
14
Ро
сс
ия
(Т
ю
Ро
сс
ия
(Т
ю
ме
нь
),
20
11
20
10
А,
СШ
Го
лл
ан
ди
я,
20
10
01
0
27
,2
ЕС
20
10
ан
ия
,
Ге
рм
Ве
ли
ко
бр
ит
ан
ия
,
20
10
0,00
8
Источники: Eurostat, IEA
8. Тенденция к самоизоляции
3,72 руб/
кВтч
0,63 руб/
кВтч
Послед
няя
миля
2,21 руб/
кВтч
2,52 руб/
кВтч
Экономия
2,08 руб/
кВтч
Доля потребителей, для которых целесообразно
замещение ЕЭС собственной генерацией
Доля потребителей, для которых целесообразно
энергоснабжение от ЕЭС
10%
50%
Конечн
ая цена
в ЕЭС
Конечн
ая цена
в ЕЭС
70%
Цена
собствен
генерац
Цена
собствен
генерац
ЕЭС
ЕЭС
ЕЭС
2011 г.
Экономия:
0,13 руб/кВтч
2014 г.
2011 г.
2014 г.
2016 г.
Экономия:
1,20 руб/кВтч – с последней милей
0,57 руб/кВтч – без последней милей
9
9. Выводы
Действующая система регулирования и функционирования ЕЭС и
рынка энергии создает стимулы для потребителей к изоляции от
этой системы за счет:
1. Высоких резервов на оптовом рынке
2. Инвестиционной надбавки для отдельных типов генераторов
3. Неэффективного распределительного сетевого комплекса
4. Нагрузки перекрестного субсидирования («последняя миля»)
Самоизоляция потребителей приведет к последующему
лавинообразному процессу ухода потребителей от ЕЭС, так как
цена для оставшихся потребителей будет расти
10
10. Предложения
1. Полный пересмотр инвестиционных программ Холдинга МРСК с оценкой соответствия
критериям экономической эффективности, прогнозным темпам роста потребления и
темпам роста ВВП.
2. Введение более жестких графиков снижения операционных затрат соответствующих
международному опыту RAB-регулирования с дифференциацией графиков на
основе бэнчмаркинга – сравнение предприятий Холдинга с лучшими российскими и
зарубежными примерами.
3. Принятие жестких графиков снижения нормативных потерь, соответствующих
инвестиционным программам сетевых компаний
4. Отказ от практики двухставочных тарифов для стимулирования сетевых компаний к
сокращению неиспользуемого оборудования и новых подключений.
5. Изменение системы управления Холдингом МРСК путем:
6.1. включения представителей ключевых рыночных сообществ (производителей и
потребителей) в совет директоров Холдинга МРСК и крупных территориальных
сетевых организаций (ТСО)
6.2. передачи управления крупными ТСО частным компаниям (или консорциумам),
имеющим соответствующий опыт эффективного управления
11