Проблемы электроэнергетики РФ Октябрь 2010 года Струнилин П.В.

2 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 рынкаИзмененияПоследствия Рынок электроэнергииРост цен на газ и полная либерализация рынка Рост цены РСВ не менее 15% ежегодно в гг. (аналогично ценам на газ) Рынок мощностиЗапуск долгосрочного рынкаВозможен рост цен на мощность с 115 руб/кВт/мес до 500 руб/кВт/меc за 2-3 года. ПередачаПереход сетей на RABРост тарифов на передачу не менее 15-20% ежегодно. Розничный рынокЗапуск 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.

3 Надежность энергоснабжения Приказ Минэнерго от «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%. Тип организации Коэффициенты допустимого отклонения Первые 3 годаПоследующие периоды 1ФСК 25%20% 2РСК, перешедшие на RAB до г. 30%25% 3Прочие 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. Надежность собственных электрических сетей ТНК-ВР за 5 лет была увеличена в 3 раза. Причем без увеличения расходов.

4 Правила долгосрочного рынка мощности НП «Сообщество покупателей электроэнергии» на протяжении 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: РазвилкаПозиция НП покупателей Позиция поставщиковВариант, принятый в ПП РФ 89Результат 1.Уровень доходности на капитал (WACC) для ДПМ 6% в реальном выражении 13,6% в реальном выражении 7,5% в реальном выражении (соответствует номинальной ставке 14%) + / -+ / - 2. Снижение оплаты на размер терминальной стоимости станций Учитывать в размере 25% от Capex Не учитыватьУчтена в размере 10% от Capex+ / -+ / - 3. Ограничение уровня оплаты старой мощности в КОМ Предельный уровень оплаты не выше среднего тарифа – 115 руб./кВт/мес. По цены новых мощностей – 500 руб./кВт/мес. Ограничение в размере 118 руб./кВт/мес. вводится ФАС лишь в случае отсутствия конкуренции; 15% самых дорогих заявок не участвуют в ценообразовании - / + 4. Плата за ошибки прогноза спроса СО Невостребованн ые генераторы не оплачиваются Потребители оплачивают ошибки спроса СО. 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.

5 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 977ПредложенияПоследствия 1Отсутствуют минимально допустимые требования к окупаемости IRR включаемых проектов не ниже нормы доходности по RAB. 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 Повышение эффективности сетевой компании и сдерживание роста тарифов 2Отсутствует оценка альтернативных вариантов энергоснабжения Обязательная оценка альтернативных вариантов: автономная генерация, линии из других регионов и пр. Более оптимальное распределение инвестиционных ресурсов для экономики РФ в целом. 3Отсутствует 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 социально- экономического развития РФ.

6 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. 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.

7 Рост цен для конечных потребителей Рост цен на электроэнергию для промышленных потребителей в 2011 г. составит не менее 21% Темпы роста (по инфл) Темпы роста (предл. МЭР) % рег. рынка%31%0% Рег. тарифыРуб/кВтч1,34- Нерег. ценыРуб/кВтч1,962,15 ЭлектроэнергияРуб/кВтч0,860,9915%*15% мощностьРуб/кВтч0,450,486,5%*15% передачаРуб/кВтч0,650,686,5%*15% Конечная ценаРуб/кВтч1,772,1521,4%26,6% Минимальный прогноз цен на электроэнергию (на примере Тюменского региона: ТНК-Нягань) 2007/ / / (9 мес.) / /2010 Темпы роста17%19%23% 25%21-56% Справочно: темпы роста цен на электроэнергию для ТНК-BP * 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%.