Доклад Директора департамента развития электроэнергетики Минэнерго России Сниккарса П.Н.

Доклад
Директора департамента развития
электроэнергетики Минэнерго России
Сниккарса П.Н.
Октябрь 2014г.
Результаты контроля за исполнением инвестиционных программ
Дисциплина по предоставлению отчетности по
состоянию на 15.09.2014
Предоставление отчетности
субъектами электроэнергетики
Предоставление
отчетности субъектами
Российской Федерации
Не представлена
4
5%
1 квартал
2 квартал
37
45%
Нарушены сроки
42
50%
В срок
Правилами осуществления контроля за реализацией инвестиционных программ субъектов электроэнергетики,
утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 01.12.2009 № 977, установлены следующие
сроки представления отчетности о выполнении инвестиционных программ:
•органы исполнительной власти субъектов Российской Федерации до 1 июня предоставляют информацию о
результатах контроля за исполнением инвестиционных программ за предыдущий год;
•Субъекты электроэнергетики, за исключением субъектов электроэнергетики, инвестиционные программы которых
утверждают органы исполнительной власти субъектов Российской Федерации, ежеквартально, не позднее чем через
45 дней после окончания отчетного квартала.
Наблюдается положительная динамика по исполнительской дисциплине в части предоставления отчетности субъектами
электроэнергетики.
2
Качество представленной отчетности за 2 квартал 2014 года
по состоянию на 15.09.2014
Соответствие
представленной отчетности
требованиям Приказа
Минэнерго России от
24.03.2010 № 114
5
10%
Основные замечания к представленной субъектами
электроэнергетики отчетности за 2 квартал 2014 года:
• отсутствие подписей руководителей
организаций на отчетных формах;
• отсутствие отчетности на бумажном
(направление только в электронном виде);
и
печатей
носителе
• предоставление неполного комплекта отчетных форм;
• несоответствие плановых показателей в отчетности и в
утвержденных Минэнерго России инвестиционных
программах
10
20%
• представленная
отчетность
отражает
неполный
перечень инвестиционных проектов, предусмотренных
утвержденной Минэнерго России инвестиционной
программой
35
70%
Предоставление недостоверной отчетной информации
является основанием для проведения
внеплановой проверки
Компании, не представившие отчетность:
Соответствует требованиям
Не соответствует требованиям
Не представлена
• ДЗО ОАО «РАО ЭС Востока»:
- ОАО АК «Якутскэнерго»
- ОАО «Камчатскэнерго»;
- ОАО «Магаданэнерго»;
- ОАО «Сахалинэнерго»;
• ОАО «Иркутскэнерго»;
3
Финансирование инвестиционных программ в 1 полугодии
2014 года
Финансирование инвестиционных программ,
млрд рублей
2014 год
Наименование Общества
%
1 квартал
2 квартал
План
Факт
выполнения
годового
плана
ОАО «Концерн Росэнергоатом»
185,4
58,8
32%
27,8
31,0
ОАО «РусГидро»
114,1
34,3
30%
13,6
20,7
7,7
1,7
21%
0,7
0,9
ОАО «ФСК ЕЭС»
116,0
37,5
32%
21,7
15,9
ОАО «Россети»
148,1
55,8
38%
25,0
30,8
Компании группы ОАО «Интер РАО»
42,2
13,2
31%
7,8
5,4
ОАО «РАО ЭС Востока»
25,7
8,6
33%
3,6
4,9
ОАО «ДВЭУК»
4,1*
3,4
83%
1,9
1,6
Итого по компаниям с долей государственного участия
644,2
213,3
33%
102,1
111,2
Итого ОГК/ТГК, реализующие проекты ДПМ
231,2
80,8
35%
40,2
40,6
Итого прочие субъекты э/э, ИПР которых утверждены
Минэнерго России
58,3
17,9
31%
7,1
10,8
ВСЕГО
932,8
312,0
33%
149,3
162,7
ОАО «СО ЕЭС»
* В соответствии с утвержденной ИПР
4
Финансирование и освоение инвестиционных программ
в 1 полугодии 2014 года
Финансирование,
Освоение,
312,0 млрд.рублей с НДС*
314,9 млрд.рублей без НДС*
94,0
30%
123,2
40%
93,1
30%
Сети
92,1
29%
114,2
37%
106,6
34%
Генерация (без ДПМ)
Объекты ДПМ (ТЭС)
* С учетом ОАО «СО ЕЭС»
5
Источники финансирования инвестиционных программ
в 1 полугодии 2014 года
Источники
финансирования*,
312,0 млрд.рублей с НДС
5,9
5%
26,7
22%
Сети,
123,2 млрд.рублей с НДС
90,6
73%
23,9
8%
18
19%
17,9
57,2
19%
62%
92,6
30%
Генерация (без ДПМ),
93,1 млрд.рублей с НДС
195,5
62%
45,9
49%
Собственные средства
Займы и кредиты
Средства федерального бюджета
* С учетом источников ОАО «СО ЕЭС» в объеме 1,7 млрд рублей
48,1
51%
Объекты ДПМ (ТЭС),
94,0 млрд.рублей с НДС
6
Вводы основных фондов и мощности за 1 полугодие 2014
года
Ввод основных фондов,
Ввод мощности
182,9 млрд.рублей без НДС
МВА
65,4
36%
3134,1
21823.1
8945.2
Км
20752.9
96,6
53%
20,9
11%
Сети
Генерация (без ДПМ)
Объекты ДПМ
МВт*
3375.8
7519
Факт
План
* С учетом объектов не введенных в эксплуатацию в 2013 году и ранее
7
Реализация проектов в рамках договоров о поставке
мощности
Компания
Объект
ОАО "ТГК-2"
ОАО "Мосэнерго"
ОАО "ИНТЕР РАО Электрогенерация"
ОАО "Кузбассэнерго"
Объект № 2 (ПГУ-110) территория Вологодской ТЭЦ
Объект № 9 (ГТЭ-65) территория ТЭЦ-9
Кол-во
Фактическая
месяцев
дата начала
просрочки
поставки
на
мощности
01/09/14
01.04.2014
18
01.04.2014
9
213,75
213,75
31.12.2013 Срок сорван
9
Блок 4 Беловской ГРЭС
200
0
31.12.2013 01.06.2014
5
ОАО "Кузбассэнерго"
Блок 14 (первая очередь ГТУ) ГТЭС Новокузнецкая
140
140
30.04.2014 Срок сорван
5
ОАО "Кузбассэнерго"
Блок 5 Томь-Усинской ГРЭС
110
24
31.12.2013 01.05.2014
4
ОАО "Кузбассэнерго"
Блок 15 (вторая очередь ГТУ) ГТЭС Новокузнецкая
140
140
31.05.2014 Срок сорван
4
Объект № 7 (ПГУ) Дягилевская ТЭЦ
115
115
30.06.2014 Срок сорван
3
Блок 8 Барнаульской ТЭЦ-2
Блок №1 Южноуральской ГРЭС-2 территория
Южноуральской ГРЭС-2
Объект № 5 (ПГУ) территория Владимирской ТЭЦ-2
Объект №3 территория Нижневартовской ГРЭС
Объект № 2 (ПГУ) территория Ижевской ТЭЦ-1
Объект № 1 (ПГУ) территория Кировской ТЭЦ-3
55
0
31.12.2013 01.03.2014
2
400
400
31.12.2013 01.03.2014
2
230
410
230
220
230
410
230
220
01.05.2014
01.03.2014
01.04.2014
01.07.2014
2
1
1
1
ОАО "Квадра - Генерирующая
компания"
ОАО "Барнаульская генерация"
ОАО "ИНТЕР РАО Электрогенерация"
ОАО "ТГК-6"
ЗАО "Нижневартовская ГРЭС"
ОАО "ТГК-5"
ОАО "ТГК-5"
Блок №8 Черепетской ГРЭС
Плановая
дата на
Прирост
Ny, МВт
01.09.2014
Ny, МВт
с учетом
переноса
110
110
30.09.2012
61,5
61,5
30.06.2013
01.07.2014
01.04.2014
01.05.2014
01.08.2014
ОАО "Кузбассэнерго"
Блок 4 Томь-Усинской ГРЭС
110
24
31.08.2014 Срок сорван
1
ОАО "Кузбассэнерго"
Блок 6 Беловской ГРЭС
200
0
31.08.2014 Срок сорван
1
ОАО "ТГК-5"
Объект № 5 (ПТУ) территория Новочебоксарской ТЭЦ-3
80
80
01.03.2014 01.03.2014
0
ОАО "ТГК-5"
Объект № 3 (ПТУ) территория Кировской ТЭЦ-4
65
65
01.04.2014 01.04.2014
0
ОАО "Енисейская
территориальная генерирующая
компания (ТГК-13)"
Новый блок Абаканской ТЭЦ (блок № 4)
120
120
01.07.2014 01.07.2014
0
8
Информация о ходе утверждения и внесения корректировок в
инвестиционные программы субъектов электроэнергетики
Статистика по поступлению проектов
ИПР на утвердение в Минэнерго России
в 2014 г. на 25.09.2014
Утверждено
10
36
Отказано
 Нарушение
сроков
представления
заключений по результатам рассмотрения проектов
7
Всего поступили
53 проекта ИПР, в
т.ч.:
 31 проект ИПР на
2015-2017 (19) гг.;
 22 проекта корр.
ИПР на 2014 г.
Основные причины разногласий и трудностей
при согласовании проектов ИПР
На рассмотрении
Основные причины не утверждения 36 проектов ИПР:
 12 проектов ИПР не согласованы ФСТ России (в
т.ч. 4 ИПР только ФСТ России), по 14 проектам ИПР
позиция ФСТ России не представлена.
 21 проект ИПР не согласован всеми субъектами
РФ, где предусматриваются мероприятия ИПР;
 9 проектов ИПР не согласованы ОАО «СО ЕЭС»;
 9 проектов ИПР не согласованы Минэнерго
России в части параметров мероприятий.
ИПР, в том числе доработанных – существенно
увеличивает сроки рассмотрения ИПР и требует
направления
дополнительных
запросов
или
проведения согласительных совещаний.
 Представление замечаний, которые не
могут быть устранены в рамках процедуры
согласования ИПР – например, требования к
сетевой организации реализовать мероприятия, для
финансирования которых невозможно изыскать
источники или требования учесть в ИПР показатели,
не предусмотренные правилами (план освоения,
параметры закупок и т.д.).
 Заключения, не содержащие конкретных
выводов и заключения по согласованию ИПР
– требуют повторного запроса позиции или
проведения согласительных совещаний.
 Представление в Минэнерго России
вместо замечаний к проекту ИПР
запроса дополнительной информации,
необходимой для ее рассмотрения в
конце
установленного
срока
рассмотрения ИПР – это противоречит
Правилам утверждения ИПР и требованиям по
оказанию госуслуг .
9
Исполнение обязательств по вводу объектов в
соответствии с соглашениями заключенными в 2007-2013 гг.
с субъектами РФ
Исполнение обязательств
по вводу объектов*
21
43%
2
4%
Красноярски
й край.
Комплексное
развитие
Нижнего
Приангарья
8
Республика
Адыгея
1
Республика
Саха
(Якутия)
1
КабардиноБалкарская
Республика
2
Сахалинская
область
1
Чукотский
автономный
округ
1
12
25%
4
8%
10
20%
Всего – 49 объектов
не введены (нарушен срок ввода)
введены с нарушением срока
срок не установлен
введены в срок
срок ввода не наступил
* На момент проверки
Камчатский
край
6
Чукотский
автономный
округ
1
КарачаевоЧеркесская
Республика
1
КабардиноБалкарская
Республика
2
Республика
Северная
ОсетияАлания
1
Сахалинска
я область
2
Республика
Дагестан
4
10
Объем финансирования в соответствии с соглашениями
заключенными в 2007-2013 гг. с субъектами РФ
Объем финансирования*,
36,4 млрд. руб.
1.5
4%
Чукотский
Камчатский автономный
край
округ
Республика
1.6
0.5
Северная
ОсетияАлания
0.7
Сахалинская
область
0.1
Республика
Республика
Адыгея
0.6
30.3
83%
2.2
6%
Саха
(Якутия)
0.4
КабардиноБалкарская
Республика
0.2
0.8
2%
Красноярски
й край.
Комплексно
е развитие
Нижнего
Приангарья
26.4
1.6
5%
не введены (нарушен срок ввода)
введены с нарушением срока
срок не установлен
введены в срок
срок ввода не наступил
* На момент проверки
11
Блок генерация
Перечень изменений в части отнесения
к ВР и вывод из эксплуатации ген объектов
Постановлением Правительства РФ от 16.08.2014 № 820 установлены следующие
изменения
Правил оптового рынка в части проведения КОМ на 2015 год:
Изменения в Правила оптового рынка электрической энергии и мощности:
1. C 2014 года КОМ проводится на 1 год, долгосрочные КОМ (на 2 – 5 лет вперед)
проводятся по отдельному решению Правительства РФ
2. Установлено ограничение на доступ к КОМ неэффективной генерации (9МПа и
менее, старше 55 лет, с КИУМ не более 8%)
3. Изменен порядок отнесения к вынужденной генерации по теплу:
- до 01.07.2015 – по решению Прав.комиссии (со сроком действия до 01.07.2017)
только при наличии заключения губернатора с приложением утвержденных схем
теплоснабжения, а также заключения Совета рынка;
- после 01.07.2015 – исключение возможности отнесения к вынужденным по теплу
Изменения в Правила вывода объектов диспетчеризации в ремонт и из
эксплуатации:
1. Заявка на вывод из эксплуатации рассматривается только в части электрики
2. Запрет по теплу Минэнерго не выдается
Механизм вывода из эксплуатации
По итогам КОМ на 2015 год объем неотобранной мощности
составили 15,3 ГВт, основные причины большие вводы ДПМ и снижение
значений спроса относительно прогнозных
Указанные мощности будут претендовать на получение статуса
поставщика ВР. Оценочно стоимость мощности ВР по электрике/теплу на 2014
год составит 17 / 10,5 млрд.руб
В дополнение к утвержденным требованиям к техническим
параметрам генерирующего оборудования для участия в КОМ Минэнерго
России ведет разработку предложений по совершенствованию процедуры
вывода из эксплуатации, которая предполагает опробование и утверждение
критериев, требований и регламентов исполнения комплекса мероприятий, во
том числе, выкуп объекта генерации, разработка и реализация замещающих
мероприятий, в том числе, сетевого строительства.
В настоящее время указанный проект проходит процедуру
согласования и общественного обсуждения в установленном порядке.
Перечень предложений по доработке КОМ
По итогам КОМ на 2015 год Минэнерго России полагает
целесообразным вернуться к обсуждению ряда предложений, направленных
на совершенствование процедуры отбора мощности:
• проведение долгосрочного конкурентного отбора на несколько лел
•отказ от применения предельных уровней цены на мощность, при изменение
ценообразования – в маржинальном ценообразовании не участвуют 20%
самой дорогой генерации в ценовой зоне – ценовая срезка на уровне 80%
предложения в ЦЗ
• уменьшение объема мощности ГЭС, отбираемого на КОМ, – учет риска
маловодного года, отбор только «гарантированной» мощности, оплата по факту
поставки мощности ГЭС
• исключение перекрестки по теплу из тарифа РД, цен вынужденных
генераторов и самых дорогих
Блок сети
Перекрестное субсидирование в
электроэнергетике
Сравнение цен (тарифов) на э/э для групп потребителей
4,0
77%
Сравнение темпов роста цен (тарифов) на э/э
80%
76%
74%
74%
73%
75%
3,0
70%
2,0
1,0
65%
1,7
2,2
1,8
2,5
1,9
2,5
14%
2,9
2,8
60%
2,2
2,0
10%
9%
12%
3%
-
0%
2010
2011
2012
Фактическая цена на э/э для населения, руб/кВтч
2013
6%
5%
55%
1%
50%
2014
2011/2010
Фактическая цена на э/э для "прочих" потребителей, руб/кВтч
2012/2011
2013/2012
Темп роста цены на э/э для населения, %
2014/2013
Темп роста цены на э/э для "прочих" потребителей, %
Отношение цены населения к цене для "прочих" потребителей, %
Темпы роста перекрестного субсидирования в электроэнергетике
4,0
221
3,0
255
235
206
215
185
2,0
195
1,7
2,0
1,8
2,2
1,9
2,3
3,8
3,6
3,4
3,2
3,0
1,0
245
234
175
2,0
2,5
2,2
2,6
155
135
-
115
2010
2011
2012
2013
2014
Фактический платеж за э/э, руб/кВтч
Тариф на э/э установленный, руб/кВтч
Тариф на э/э экономически обоснованный, руб/кВтч
Размер перекрестного субсидирования, млрд. руб.
В
целях
решения
проблемы перекрестного
субсидирования приняты
Федеральный закон
от 06.11.2013 № 308-ФЗ
Постановление Правительства
РФ от 31.07.2014 № 750
Введено понятие перекрестное субсидирование,
определены полномочия
Установлена предельная величина
перекрестного субсидирования
17
Прогноз социально-экономического
развития РФ на 2015-2017 гг.
Параметры прогноза социально-экономического развития РФ на 2015 год и плановый период 2016-2017 гг.
2015
2016
2017
Показатель
2014
МЭ
Принят СЦЭР
МЭ
Принят СЦЭР
МЭ
Принят СЦЭР
рост цен на оптовом
110,3109,3108,3
110,4
112,0
110-110,2
108,8
рынке, %
110,5
109,5
рост регулируемых
103,8
106,6
105,0
тарифов сетевых
104,8
103,8
106,6
105,1
(104,7*)
(107,2*)
(105,8*)
организаций
рост тарифов для
106,9108,5107,0108,1
106,4
107,5
106,0
населения, %
107,4
109,5
108,0
* С учетом роста на 2 % по субъектам РФ, в которых не решена проблема «последней мили»
В целях достижения, заданного Стратегией ЭСК РФ, уровня ПС в размере 50 млрд руб. к 2022 г., необходимо начиная с 2015 г.
обеспечить рост тарифов для населения на уровне 6,8 % в год сверх ИПЦ. В случае реализации варианта СЦЭР к 2017 году в
условиях фиксации предельного уровня ПС (ППРФ-750) в размере 229 млрд руб. у ТСО образуются выпадающие доходы в
размере порядка 39 млрд руб.
450
400
7 000
Перекрестка-Минэконом, млрд.руб
тариф для населения-Минэконом, руб/МВтч
экономически обоснованный тариф на э/э для населения, руб/МВтч
Перекрестка-Минэнерго, млрд.руб
тариф для населения-Минэнерго, руб/МВтч
350
300
4 058
4 236
4 419
4 613
4 797
4 965
5 129
5 288
5 442
5 589
6 012
6 139
6 261
5 923
5 798
5 671
5 535
5 392
5 248
5 103
4 952
5 734
5 877
6 387
6 050
6 000
5 000
4 505
3 803
4 091
4 000
250
3 709
3 347
3 010
200
2 709
150
2 151
2 151
2 436
2 289
2 461
2 608
2 723
2 832
2 931
3 028
3 122
3 212
3 299
3 385
3 469
3 549
3 624
3 696
3 770
3 000
2 000
100
1 000
245
245
263
241
264
227
269
209
281
188
292
162
302
130
312
93
322
50
331
50
340
51
349
51
358
51
366
51
373
51
381
50
389
50
50
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
18
-
-
Проблема «последней мили»
Выпадающие доходы ТСО по ПМ и реализация мероприятий компенсационного характера за период
2014-2018 г.г. составят, млн. руб.:
18,502
Выпадающие
доходы
Некомпенсируемый остаток
Меры компенсационного характера
12,478
Выпадающие=101 329 млн руб
Компенсация=76 482 млн руб
Остаток=37 370 млн руб
10,942
3,829 10,228
10,132 10,141
6,249
6,443
1,978
5,984
1,324
5,089
415
5,243
2,429
4,958
4,186
1,955
4,072
2,770
3,467
59
2,573
2,561
617
6,025
7,113
1 598 6 739
2 646 3 747
38 815
22 937
96
10,396 7,732
4,465
4,660
4,673
2,814
5,539
Эффект от реализации компенсационных
мероприятий, млн рублей:
 Компенсация по ставке ПС – 38 815;
 Рост тарифов – 22 937;
 Оптимизация операционных и
инвестиционных расходов – 2 646;
 Исключение моносетей – 3 747;
 Введение соцнормы – 1 598;
 Прочее (в т.ч. субсидии) – 6 739
2,231
1,301
3,408
3,040
3,961
1,088
70
3,682
864
3,391
Необходимо реализовать ряд дополнительных мер
- применение
бенчмаркинга
при
тарифном
регулировании;
- выравнивание
тарифов
для
населения,
проживающего в городе и на селе, использующих
электро- и газовые плиты (пересмотр коэфф-та 0,7);
- введение ценового и технологического аудита;
- предоставление субсидий из бюджетов РФ.
Выпадающие доходы от технологического присоединения
льготных категорий заявителей
Постановление
Правительства РФ от
27.12.2004 № 861
Расходы на ТП заявителей
до 15 кВт включаются в
тариф на передачу э/э
1. Плата за ТП ЭПУ заявителей до 15
кВт составляет до 550 рублей.
2. Для заявителей от 15 до 150 кВт
установлена отмена платы за ТП в части
инвестиционной
составляющей
и
возможность беспроцентной рассрочки в
размере 95 % платы ТП на срок до 3 лет
Постановление
Правительства РФ от
29.12.2011 № 1178
Расходы на выплату
процентов учитываются в
тарифе на передачу э/э в
размере ставки ЦБ РФ
Размер выпадающих доходов от льготного ТП и размер компенсации*, млн рублей
16437
Выпадающие доходы
Размер компенсации
12362
7853
3151
3115
2012
2013
4081
2014
Механизм решения проблемы
Проект федерального закона «О внесении
изменений в ФЗ «Об электроэнергетике»
Постановление Правительства РФ
от 12.10.2013 № 915
* оценочно, по данным ОАО «Российские сети»
По решение заявителя или администрации региона в плату за
ТП включается инвестиционная составляющая
Осуществление льготного ТП не более 1 раза в течение 3-х лет
20
СПАСИБО ЗА ВНИМАНИЕ
Обзор ситуации по внесению изменений в нормативные
документы по инвестиционной деятельности субъектов
электроэнергетики
22
1-й этап – Создание новой системы утверждения
инвестиционных программ
В Правительстве РФ проходит согласования проект
постановления Правительства РФ «О внесении
изменений в некоторые акты Правительства
Российской Федерации по вопросам утверждения и
реализации инвестиционных программ субъектов
электроэнергетики», включающий:
Изменения постановления Правительства Российской
Федерации от 01.12.2009 № 977 «Об инвестиционных
программах субъектов электроэнергетики»
(Критерии и правила утверждения инвестиционных
программ и контроля за их реализацией)
Изменения в стандарты раскрытия информации
субъектами оптового и розничных рынков электрической
энергии, утвержденные постановлением Правительства
Российской Федерации от 21.01.2004 № 24
Изменения в Правила разработки и утверждения
схем и программ перспективного развития
электроэнергетики, утвержденные постановлением
Правительства Российской Федерации от 17.10.2009 №
823
2-й этап – прочие акты, необходимые
для функционирования системы
1. Акты Минэнерго России об утверждении
скорректированной формы инвестиционной
программы субъекта электроэнергетики и
форм раскрытия информации субъектами
оптового и розничных рынков электрической
энергии.
2. Акты Минэнерго России об утверждении
методических указаний по расчету
количественных показателей инвестиционных
программ сетевых организаций и порядка
установления целевых показателей для целей
формирования инвестиционных программ
сетевых организаций.
3. Директивы Правительства Российской
Федерации о проведении технологического и
ценового аудита инвестиционных программ
компаний с государственным участием
4. Утверждение Правительством Российской
Федерации стандартов проведения
технологического и ценового аудита
инвестиционных программ
5. Утверждение регламентов работы раздела
портала gosuslugi.ru для обеспечения
возможности раскрытия на нем проектов ИПР