Power supply strategy - Сообщество потребителей энергии

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/кВт/мес до 500 руб/кВт/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%.
№
Тип организации
Коэффициенты допустимого отклонения
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./кВт/мес.
По
цены
мощностей
руб./кВт/мес.
Плата
за
ошибки
прогноза спроса СО
Невостребованн
ые
генераторы
не оплачиваются
Потребители
оплачивают
спроса СО.
4.
реальном
Результат
+/-
(соответствует номинальной ставке 14%)
–
новых
500
ошибки
Учтена в размере 10% от Capex
+/-
Ограничение в размере 118 руб./кВт/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
5
2
Отсутствует
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.
3
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.
16
Совмещенный пик:
15 МВт.
МВт
Потр.1
Потр.2
14
•
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%
Пик потребителя 1:
10 МВт.
12
10
8
6
4
Пик потребителя 2:
10 МВт.
2
0
1
6
2
3
4
5
6
7
8
9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Часы суток
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/кВтч
1,34
-
Нерег. цены
Руб/кВтч
1,96
2,15
Электроэнергия
Руб/кВтч
0,86
0,99
15%*
15%
мощность
Руб/кВтч
0,45
0,48
6,5%*
15%
передача
Руб/кВтч
0,65
0,68
6,5%*
15%
Руб/кВтч
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
Темпы роста
7
2007/2006
2008/2007
2009/2008
2010 (9 мес.) /2009
2011/2010
17%
19%
23%
25%
21-56%