Transcript Итоги 2009 года и задачи на 2010 год

Итоги 2009 года
ЗАГОЛОВОК
ПРЕЗЕНТАЦИИ
и
задачи
на
2010
год
ЕСЛИ НАЗВАНИЕ ДЛИННОЕ ТО ПОДЗАГОЛОВОК
МОЖЕТ БЫТЬ НАПИСАН В НЕСКОЛЬКО СТРОК
Презентацию подготовила:
Есипова Ирина Феликсовна
Советник Министра энергетики
Апрель 2010
Москва, сентябрь 2009
1
Текущая ситуация в энергетике в 2009 году
Электропотребление:
Год
Объем
электропотребления,
млрд.кВтч
Прирост к
предыдущему году,
%
2008
1011,0
+ 1,9
2009
963,8
- 4,6
2010 (ожидаемый)
989,2
+ 2,6
После кризиса рост электропотребления восстановился
Максимум нагрузки:
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
2
В ряде регионов установлены новые
исторические максимумы нагрузки
3
Действия Правительства по принципиальным
вопросам развития энергетики
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
4
Старение оборудования в электроэнергетике
Генерация:
Общее
количество
От 30 до Доля
50 лет
(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
Доля изношенного оборудования в сетях :
ЕНЭС
РСК
40 %
60 %
5
Вводы генерирующих мощностей за 2007–2011
Вводы генерирующих мощностей за 2007-2011гг
7000
6064,9
6349,2
6000
МВт
5000
4000
3000
2340,5
1853,3
2000
1524,3
1000
0
2007
2008
2009
2010
2011
• 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
Годы
• В инвестпрограммах
отсутствуют современные
технологии - газификации
угля, угольные блоки ССКП
• Доля импортного
оборудования в новых ПГУ и
в сетевом строительстве
около 60%
6
RAB – регулирование ФСК
С 1 января 2010 года ОАО «ФСК ЕЭС» регулируется на основе метода
доходности на инвестированный капитал (RAB)
ФСТ России утвердила долгосрочные параметры регулирования:
Доходность на старый капитал
2010
2011
2012
3,9%
5,2%
6,5
Доходность на новый капитал
11%
Срок возврата капитала
Первоначальная база капитала
35 лет
647,5 млрд. руб
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
7
RAB - регулирование МРСК
2010 год
2009 год
с 01.01.2009
8 регионов
Астраханская область
Белгородская область
Липецкая область
Пермская область
Ростовская область
Рязанская область
Тверская область
Тульская область
С 01.01.2010 года
9 регионов
Владимирская область
Калужская область
Курская область
Новгородская область
Омская область
Республика Алтай
Томская область
Удмуртская Республика
Ярославская область
ФЗ № 261 от 23.11.2009 «Об
энергосбережении...»
регулирование МРСК только на
основе долгосрочных параметров
Созданы нормативно
правовые акты метода RAB:
 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)
2010 год
до 01.07.2010 года
24 региона
2011 год
до 01.01.2011 года
28 регионов
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.
Необходимые изменения
в нормативно правовые акты:
 изменения для перехода к RABрегулированию 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)
8
Актуальные проблемы электроэнергетики,
требующие регуляторных решений
Перекрестное субсидирование
Проблема «последней мили»
Неплатежи потребителей
Регулирование тарифов для
населения в 2011-2014 гг.
9
Проблемы перекрестного субсидирования
Межтерриториальное перекрестное субсидирование:
- проблема решена
- выделение средств федерального бюджета на
году
- результат: выравнивание «тарифного поля» по
эти цели завершается в 2011
территории страны
Перекрестное субсидирование между группами потребителей:
- проблема не решается
- одно из направлений – введение социальной нормы электропотребления для
населения с либерализацией цены сверх социальной нормы
Перекрестное 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
10
Проблема «последней мили»
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
11
Предложения по варианту решения проблемы
«последней мили»
Потребители «последней мили» 2010 года


104,5 млрд. кВтч
потребления
69 млрд. руб.
выручки
21%
18%
общее электро
потребление
сетевая НВВ
Максимальный разовый
рост тарифа при отказе
от «последней мили»
Красноярскэнерго 184%
Хакасэнерго
138%
Вологдаэнерго
64%
Карелэнерго
39%
Курскэнерго
83%
Читаэнерго
70%
Белгородэнерго
59%
Челябэнерго
47%
Оренбург
34%
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
12
Проблема неплатежей
Оптовый рынок
электроэнергии и мощности
Розничный рынок электроэнергии
Задолженность потребителей
перед Гарантирующими поставщиками
Население
млрд.руб. с НДС
70
60
50
47,8
40
6.9
1
4.1
73,15
35.0
11.07
1.38
4.98
30.0
Сельскохозяйств
енные
потребители
Бюджетные
потребители
42.1
30
Непромышленны
е потребители
25.2
10
10.4
13.9
01.01.2009
01.01.2010
0
Промышленные и
приравненные к
ним потребители
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.
млрд. руб. с НДС
80
20
Задолженность на ОРЭМ
25.0
20.0
Прирост
+12,8
30.1
17.3
15.0
10.0
5.0
0.0
01.01.2009
01.01.2010
Проблемный регион : Северный Кавказ
44% задолженности на ОРЭМ - 13,2 млрд.руб. - ОАО
«МРСК Юга»
Всего доля задолженности ОЭС Юга на ОРЭМ
составляет 60%
13
Пути решения вопросов неплатежей на рынках







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
14
Регулирование тарифов для населения в
2011-2014 гг.
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
15
Запуск долгосрочного рынка мощности (ДРМ)
Правительство РФ выполняет свои обязательства перед инвесторами осуществлен запуск долгосрочного рынка мощности (ДРМ), создан
механизм окупаемости долгосрочных инвестиций в отрасль, который
включает :
 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
Запуск ДРМ одновременно накладывает обязательства на
инвесторов и стимулирует их к модернизации мощностей энергетики
и выведению из эксплуатации неэффективного оборудования.
16
Модернизация электроэнергетики – основное
направление повышения ее энергоэффективности
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
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
17
Спасибо за внимание
Москва, апрель 2010
18
18