Fortum – крупнейший иностранный инвестор в электроэнергетической отрасли России Владимир Кадеев, ООО «АББ», 15-16 мая 2012г. 14.11.2012 г. Fortum – крупнейший. - презентация

1 Fortum – крупнейший иностранный инвестор в электроэнергетической отрасли России Владимир Кадеев, ООО «АББ», мая 2012г г. Fortum – крупнейший иностранный инвестор в электроэнергетике России Александр Павленко, Директор ОАО «Фортум» по работе с государственными органами

2 Успешная реализация инвестиционной программы позволит ОАО "Фортум" увеличить установленную мощность по электроэнергии до 5100 МВт ( или на 85% по сравнению с 2007 годом) и достигнуть поставленных финансовых целей: сформировать в дивизионе «Россия» положительную добавленную стоимость и увеличить операционную прибыль к 2015 году до уровня 500 млн евро 2 Масштабные инвестиции в энергетику России 2,5 млрд евро 2,5 млрд евро

3 Энергостратегия России до 2030 г ~2 трлн. долл. Генсхема размещения объектов электроэнергетики до 2030 г. ~20 трлн. руб. Схема и программа развития ЕЭС до 2017 г. ~3,8 трлн. руб. Программа модернизации электроэнергетики до 2020 года ~8 трлн. руб. 3 В настоящее время принят или одобрен ряд документов по развитию отрасли, предусматривающий большой объем инвестиций: МВт При отсутствии модернизации к 2020 году средний срок службы оборудования ТЭС в России увеличится с 33 до 38 лет, даже с учетом новых вводов по ДПМ. Модернизация устаревшего неэффективного оборудования должна быть направлена на повышение КПД станций. Старение генерирующих активов Существует необходимость дальнейшей модернизации

4 Проблемы снижающие инвестиционную привлекательность электроэнергетики: 1. Отсутствие целостной модели развития электроэнергетики России, учитывающей новейшие мировые тенденции и разработки; 2. Принятие решений, противоречащих объективным требованиям развития отрасли. Фрагментарное государственное управление. Отсутствие эффективных механизмов долгосрочного развития; 3. Избыточная и деструктивная роль государства в регулировании рынка. Проведение политики, направленной на увеличении доходности от продажи газа при снижении доходности электроэнергетики и коммунального хозяйства. Отсутствие предсказуемости, стабильности, прозрачности. 4. Отсутствие единого регулятора в теплоэнергетике; 5. Нарушение сроков принятия нормативных правовых актов (НПА) к 190 ФЗ; 6. Регуляторные нарушения со стороны ФСТ и региональных регуляторов; 7. Отсутствие стимулов развитие когенерации, 8. Отсутствие стимулов для энергосбережения и повышения энергоэффективности

5 5 Изменение правил не способствуют привлечению инвестиций в отрасль. 1.Изменение порядка оплаты мощности электростанций. Переход на оплату средней за год располагаемой мощности вместо максимальной располагаемой. 2. Установление предельной цены на мощность практически по всем зонам свободного перетока; 3.Изменение правил регулирования цен на мощность после запуска КОМ (отказ от индексации цен на мощность в 2011 году, учет прибыли от электроэнергии всей генерирующей компании при установлении тарифов для вынужденной генерации); 4.Ужесточение требований к минимальным техническим требованиям участия в рынке мощности с 2012 года; 5.Изменение правил определения объема ценопринимания на величину технологического минимума; 6.Ограничение по оплате мощности не выше установленной (хотя электростанции могут нести большую нагрузку); Решения гг. противоречат объективным требованиям развития отрасли!

6 6 Избыточная роль государства в регулировании рынка С момента начала реформы, основной инвестор в отрасль-государство ( на 80 %). Значит цели, или методы были ошибочны. Наблюдательный Совет НП «Совет Рынка» к настоящему моменту утратил совещательный характер и фактически стал еще одним органом государственного регулирования Из 22 голосов только 4 принадлежат независимым участникам рынка. 80% голосов принадлежит государству или зависимым от государства участникам и инфраструктурным организациям. Изменение регламентов рынка, в соответствии с объективными потребностями участников без согласия государства невозможно.

7 7 1. Отсутствие единого регулятора в теплоэнергетике Регулирующими функциями по отношению к теплоэнергетике наделены: Министерство энергетики Министерство регионального развития Министерство экономического развития Федеральная служба по тарифам Теплоснабжение в РФ: ключевые проблемы 2. Нарушение сроков принятия нормативных правовых актов (НПА) к 190 ФЗ Сроки принятия НПА к федеральному закону (Распоряжение Правительства РФ от р), не соблюдены. Порядок выхода НПА непонятен.

8 8 3. Непредсказуемость и бесконтрольность тарифного регулирования : В ФЗ-190 в системе тарифов сохраняется понятие «предельных тарифов», рассчитываемых ФСТ РФ ежегодно по неизвестной методологии, что означает отсутствие долгосрочных «правил игры»; На законодательном уровне отсутствует финансовая ответственность регулятора за некорректные тарифные решения; Отсутствует адекватный механизм оспаривания тарифных решений (разногласия с регуляторами рассматриваются самими регуляторами). Необходимы изменения в 190-ФЗ «О теплоснабжении» 4. Наличие регуляторных нарушений со стороны ФСТ РФ и региональных регуляторов Перекрестное субсидирование между теплом и электроэнергией; Перекрестное субсидирование между группами потребителей; Как убедить инвесторов в эффективности новых НПА, если регуляторы согласованно нарушают действующие? Теплоснабжение в РФ: ключевые проблемы

9 9 5. Отсутствие стимулов для развития когенерации: Инвестор не заинтересован в развитии когенерации - рынок тепловой энергии является малопривлекательным; Муниципалитеты и регионы не заинтересованы в развитии когенерации, и активно строят котельные, т.к. не видят макроэкономического эффект от экономии топлива; Полномочия по разработке схем теплоснабжения закреплены за муниципалитетами; Вывод: существующая законодательная база напрямую способствует дальнейшей «котельнизации» страны и повышению энергоемкости ВВП. Положение 190-ФЗ «О теплоснабжении» о приоритетности комбинированной выработки на практике не работает. Необходимы работающие механизмы поддержки развития когенерации: законодательный запрет на строительство котельных в крупных узлах теплопотребления. Теплоснабжение в РФ: ключевые проблемы

10 10 6. Отсутствие коммерческого учета, отсутствие стимулов для энергосбережения: Необходимо полностью отказаться от нормативного определения объема потребленных коммунальных ресурсов; Обеспечить установку приборов учета на всех звеньях теплоснабжения Жесткие санкции за отсутствие приборов учета, за порчу, недопуск к установке прибора, отказ от установки; Обязательное сохранение в тарифах экономии от энергосберегающих мероприятий на срок их окупаемости (не более 10 лет). Учет – ключ к решению многих проблем коммунальной энергетики РФ (снижение потерь, энергосбережение) Для реализации предложений нужны изменения в: 1.Жилищный Кодекс РФ; ФЗ «О теплоснабжении»; 3.Постановление Правительства РФ от «Об утверждении правил установления и определения нормативов потребления коммунальных услуг». Теплоснабжение в РФ: ключевые проблемы

11 11 7. Проблемы с определением единой теплоснабжающей организации ЕТО – концептуальное понятие 190 –ФЗ «О теплоснабжении»; ЕТО – ключевой элемент системы теплоснабжения (единый закупщик, единый гарантирующий поставщик, единый диспетчерский центр, единый тарифный «котел»; Утверждается на основе схемы теплоснабжения; Схемы теплоснабжения разрабатываются органами местного самоуправления; На текущий момент для городов численностью свыше 500 тыс. человек не разработана ни одна схема, по городам численностью менее 500 тыс. человек - разработано 6% схем; Законодательный срок – сорван во ВСЕХ субъектах федерации. Необходимо установить в ФЗ-190 «О теплоснабжении» процедуру определения ЕТО до утверждения схемы теплоснабжения, уполномоченным на то органом Теплоснабжение в РФ: ключевые проблемы

12 12 Определить Федеральный орган исполнительной власти, ответственный за регулирование теплоэнергетики, включая вопросы технического состояния, инвестиционной привлекательности отрасли, качества и стоимости услуг (с населением 500 тыс. и выше); Принятие комплекса антидискриминационных мер по отношению к ТЭЦ на оптовом рынке электроэнергии (оплата мощности без срезки по установленной, изменение мин. технических требований коммерческого отбора мощности, отказ от пересмотра параметров ДПМ); Усиление роли участников рынка, не зависимых от государства, в Наблюдательном Совете НП «Совет Рынка»; Утвердить четкий план формирования нормативной правовой базы регулирования тепловой энергетики, позволяющая реализовать намеченные планы развития электроэнергетики; Введение внешнего, в том числе общественного контроля за деятельностью регуляторов (ФСТ, региональные органы регулирования) – все решения и расчеты регуляторов, в том числе по предельным уровням тарифов, должны публиковаться; разногласия должны решаться не самими регуляторами, а в независимой структуре). Предложения по основным направления развития законодательства в тепловой электроэнергетике (I)

13 13 Заменить систему ежегодно пересматриваемых предельных уровней тарифов на долгосрочное установление тарифов (сроки регулирования должны соответствовать срокам реализации крупных инвестпроектов - не менее 7-10 лет с ежегодной корректировкой только на «ошибку прогноза»). Ввести механизм гарантирования инвестиций - пересмотр тарифов в сторону снижения должен сопровождаться возмещением инвестору соответствующих средств; При регулировании тарифов использовать методологию «альтернативного источника теплоснабжения» - расчетная стоимость альтернативного теплоснабжения потребителей от наиболее эффективного источника, являющаяся естественным ограничителем тарифов на тепло; Активизировать отказ от нормативов потребление коммунальных услуг и переход на полный коммерческий учет потребления – ввести в законодательство существенные экономические санкции за безучетное потребление и отсутствие/порчу приборов учета; Предусмотреть законодательный механизм сохранения в регулируесмых тарифах экономии от энергосберегающих мероприятий на срок их окупаемости (не более 10 лет). Предложения по основным направления развития законодательства в тепловой электроэнергетике (II)

14 14 В условиях физического и морального износа инфраструктуры теплоснабжения городов, основной вопрос, на который мы с Вами должны ответить: Кто должен взять на себя ответственность и финансовые риски модернизации важнейшей отрасли?

15 15 Социальная ответственность бизнеса Мы ответственно относимся к людям и обществу Корпоративная ответственностьВзаимоотношения со стейкхолдерами -Уплата налогов; -Создание рабочих мест; -Обеспечение материального благополучия сотрудников; -Охрана труда и здоровья сотрудников; -Программа ForCARE для улучшение условий труда; -Инвестиции в развитие и обучение своих сотрудников. -Содействие развитию местных сообществ: поддержка детского спорта, медицины, образовательных и культурных программ; -Ответственность перед потребителями товаров и услуг - надежное энергоснабжение; -Экспертиза: на нас лежит ответственность предоставлять информацию и мнение по вопросам развития энергетики, делиться опытом государственными, принимающими решения в энергетике. Предоставление услуг по ценам ниже себестоимости не может быть социальной ответственностью. Такая политика приводит к упадку энергетической инфраструктуры. Обновление основных фондов остается недофинансированным, что влияет на надежность энергоснабжение.

16 16 Мы производим энергию, которая улучшает жизнь нынешних и будущих поколений СПАСИБО ЗА ВНИМАНИЕ!

17 17 Сравнение систем теплоснабжения Челябинска и Эспоо Потери 20% Челябинск Эспоо(Финляндия) Производство тепла Топливо МВтч ( м 3 ) Отпуск тепла МВтч Передача тепла по магистральным сетям МВтч Передача тепла по распределительным сетям МВтч Передача тепла по магистральным сетям МВтч Производство тепла Топливо МВтч ( м 3 ) Отпуск тепла МВтч Потери 10% Потери 15% Потери 7% Потери 4% Потери 5% Потребление тепла МВтч По нормативу 0,31 МВтч/м 2 /год Потребление тепла МВтч По факту 0,14 МВтч/м 2 /год Общие потери тепла в России превышают 60% Потери в Эспоо 20% Для отапливаемых площадей м 2 Система теплоснабжения в Челябинске в 3 раза менее эффективная, чем в Эспоо Передача тепла по распределительным сетям МВтч Потери 4%

18 18 Сравнение систем теплоснабжения в городах присутствия Fortum Показатель Эспоо (Финляндия) Вроцлав (Польша) ТюменьЧелябинск Протяженность сетей, км Объем сети, м Объем утечки, м 3 /год Сменяемость сетевой воды в тепловых сетях из-за утечек, раз в год Стоимость для конечного потребителя, руб./Гкал 1 621, ,79574,38633,5 Среднее потребление, ГКал (включая ГВС, квартира 50 м 2, январь 2009 г.) 0,890,922,682,47 Оплата за отопление и ГВС, руб. (квартира 50 м 2, январь 2009 г.) 1 443,31 298,21 539,31 562,1 18 Население России платит за тепло больше, чем в Финляндии! При пересчете на среднедушевой доход российские потребители платят в 6 раз больше!

19 19 Текущее состояние системы теплоснабжения г. Челябинска Один из самых низких в стране тарифов на тепло с коллекторов ТЭЦ ( 410 руб за Гкал) Причины: перекрестное субсидирование между тепловой энергией и электрической мощностью млн. руб. в 2012 году перекрестное субсидирование в группах потребителей – 550 млн.руб. Тариф для коммерческого сектора на 59% выше тарифа для населения. Результат регулирования : неконкурентоспособность Челябинских ТЭЦ на рынке мощности (цена мощности с «перекресткой» значительно выше цены КОМ), доля полезного отпуска населению и бюджетным потребителям в промышленном Челябинске составляет около 80% - все значимые промышленные потребители построили собственные котельные! Снижение тепловой нагрузки Челябинских ТЭЦ Гкал/час, замещение когенерации неэффективными котельными

20 20 Модельные расчеты динамики платежей граждан при реализации энергоэффективного сценария развития теплоэнергетики на основе когенерации в крупном городе «Инерционный»: рост экономически обоснованных тарифов на ТЭ в соответствии с прогнозом МЭР до 2030 года при условии устранения «перекрестки» в 2012 году «Энергоэффективный»: прогноз платежа при повышении энергоэффективности всеми участниками системы теплоснабжения Рост платежа по индексам МЭР 112%111% 110%109%110%109% 108%107% Энергоэффекти вный 120%119%115%109%108%106% 107%103%104%101%102% * Энергоэффективный сценарий: расчетные значения платежа, предполагает ликвидацию всех видов перекрестного субсидирования до 2016 года Темпы роста тарифов по пилотному проекту 120% 116%114%110%111%110%106%108%105%106%105% Темпы роста тарифов МЭР 112%111% 110%109%110%109% 108%107% Справочно: темпы роста тарифов для населения