Доклад: «Энергоэффективность: принципы новой модели

Краткая характеристика энергоактивов «Сибирской
генерирующей компании»
 В структуру энергоактивов «Сибирской генерирующей компании» входят 17 электростанций
«Кузбассэнерго» и «Енисейской ТГК (ТГК-13», обеспечивающие энерго- и теплоснабжение в Кузбассе,
Хакасии , Красноярском крае и Алтайском крае с общей численностью населения свыше 9 млн. человек.
 Общая установленная электрическая мощность – 7030 МВт.
 Общая установленная тепловая мощность – 16 тыс. Гкал/ч.
Расположение энергоактивов «Сибирской
генерирующей компании»
Инвестиционная программа Кузбассэнерго
и ТГК-13 по ДПМ в 2009-2014 гг. (МВт)
Уст. мощность ТЭС Сибири
ТЭС в составе Кузбассэнерго,
ТГК-13
Омск
ТГК-12,
ТГК-13:
27%
 10 проектов с суммарной
мощность - 1830 МВт
 Инвестиции: более 80 млрд. руб.
Прочие
73%
765
Томск
Новосибирск
Барнаул
1830
Красноярск
Кемерово
415
100
Абакан
Кызыл
Иркутск Улан-Удэ
Чита
365
185
0
2009 2010 2011 2012 2013 2014 Всего
1
Рынок мощности был ключевым элементом реформы
электроэнергетики
Отклонения от первоначальных обещаний
инвесторам в ходе реформы электроэнергетики*
Обещания инвесторам
1.Одновременно отбираются
старые и новые мощности,
цена определяется по
наиболее дорогой заявке
2. Финансирование отдельных
проектов по механизму
гарантированных инвестиций
3. Рынок должен
гарантировать окупаемость
инвестиций
Изменение ожидаемого роста одноставочной цены на энергию (цент/кВтч)
Реальное положение
1. Раздельный отбор новой и
старой мощности. «Реальноновая» мощность
оплачивается по ценам
выше старой.
2. Цены на старую мощность
ограничены предельными
уровнями, которые ниже, чем
необходимо для
поддержания оборудования
в работоспособном
состоянии.
Изменение стоимости
ген. компаний, USD/кВт
675
10
8
6
290
4
2
0
Сценарные
условия РАО
ЕЭС
Сценарные условия РАО ЕЭС
Текущие ожидания рынка
Текущие
рыночные
котировки
Обещанные темпы либерализации рынка мощности
Фактические темпы либерализации рынка мощности
100%
100%
80%
80%
60%
60%
40%
40%
20%
20%
0%
0%
'06
'07
'08
'09
'10
'11
'12
'13
'14
'15
*Источники:
•Федеральный закон об электроэнергетике
•Сценарные условия развития элетроэнергетики
•Программа «5+5»
•Постановление правительства «О правилах оптового рынка электрической энергии (мощности) переходного периода
•Выступления представителей РАО ЕЭС
? ? ? ??
'06
'07
'08
'09
'10
'11
'12
'13
Регулируемые тарифы
Свободные цены
'14
'15
2
Уровень рентабельности тепловых генерирующих компаний самый низкий в отрасли
Рентабельность по чистой прибыли USD/кВт.
XX
Среднегодовые темпы роста
2007-2010 гг.
Установленная мощность ГВТ
159
Выработка 2009 г. млрд. кВтч
Русгидро;
21
28%
Русгидро;
67
АЭС;
23
АЭС;
163
112
89
50
47
40
26%
ТЭС;
135
ТЭС;
547
Установленная мощность ГВТ
Оценка чистой прибыли 2010 г.
млрд. USD
26
13
9
8
15
2007
2008
2009
Русгидро
Росэнергоатом
3,7
11
135
8%
2010
ТЭС
* Данные по Русгидро приведены с поправкой на эффекты
от переоценки финансовых вложений. Данные по
Росэнергоатому приведены с поправкой на резерв в части
кап. вложений по Постановлению Правительства РФ №68
от 30.01.2002
** Приведены данные по ценовым зонам
1,3
23
21
АЭС
Русгидро
ТЭС
АЭС
Русгидро
1,5
ТЭС 3
Сравнение эффективности выработки тепла и электроэнергии на
ТЭЦ и на ГРЭС+котельная
Раздельная выработка
электро- и теплоэнергии
58 ед. топливо
КЭС
127 ед.топливо
69 ед. топливо
Комбинированная выработка
электро- и теплоэнергии
20 ед.
э/э
КПД=35%
КПД=80%
Котель
ная
ТЭЦ
100 ед.топливо
55 ед.
тепло
Общий КПД=59%
Общий КПД=75%
 в последние годы наблюдается увеличение выработки тепла на котельных и
 снижение на ТЭЦ.
 следствие нерациональнго ценообразования.
 если все оставить как есть, то в ТЭЦ исчезнут, а их место займут ГРЭС и котельные
 Снижение энергоэффективности России.
Принципы новой модели
Создать модель отношений в отрасли со следующими принципами:
Более эффективный игрок должен зарабатывать большую маржу, чем
менее эффективный.
Система ценообразования в тепле: 1) устранение перекрестки между
теплом и энергией; 2) максимальное сближение ТЭЦ и котельных по уровню
цен на тепло; 3) эффективность от реализации инвестиционных проектов
остается на том участнике, кто эти проекты делает.
Продажа энергии и мощности происходит по свободным ценам,
максимально защищенным от регулятивных действий извне (основа этого –
свободные двусторонние договоры купли-продажи (СД)).
5
Новый рынок – 1-ый этап
 Цель 1-ого этапа – легализовать существующую перекрестку в электроэнергии
 Пилотный проект – Сибирь. В случае успеха распространение на всю страну
 Потом переход к новому рынку
Постоянные затраты, учитываемые в тарифе на
тепло руб/Гкал
ТЭЦ
Котельная
Сегодня
Сегодня
Сегодня
1
После
После
ликвидации
ликвидации
перекрестки
перекрестки
2
- Субсидии (если не хватает тарифа)
Тариф на мощность ТЭЦ тыс. руб/МВт/мес
(ТЭЦ становятся конкурентносопосбными с ГРЭС)
ТЭЦ
ГРЭС
1
Сегодня
После 2
ликвидации
перекрестки
-Часть равная разности УПЗ котельной и ТЭЦ в тепле, сначала
выделяется и платится в электрике, потом уходит в тепло
 ТЭЦ – двухставочный тариф на тепло: переменная = топливо, постоянная =
постоянные затраты альтернативной котельной (постепенный перенос из
электрики в тепло, субсидии из бюджета)
 Для потребителя – расходы на тепло = % от среднего дохода по региону, вводится
социальная норма (есть обязательные субсидии, если тариф выше % по доходу).
6
Новый рынок – 2-ой этап
 Переход на конкуренцию преимущественно по одноставочным ценам
 Основной объем (~70-80%) должен продавать через свободные договоры на э/э и
мощность (СД) между поставщиками и покупателями
Свободные договоры
- Биржа
- стандартные контракты (база, пик, полупик)
- объемы купленные по СД можно перепродать по СД, или на рынках (см. ниже)
- У поставщиков стимулы заключить СД, т.к. нет гарантии продажи всей
мощности
- у потребителей – не купишь по СД, на рынках можешь купить дороже
РСВ и БР
• объединение Первой и Второй
ценовой зоне в единую зону при
торговле на РСВ
• снижение объемов обязательного
ценопринимания, а при достижении
объемов СД в 60-70% полный отказ
от этого ценопринимания
Постф. оплата
мощности
• оплачивается только та
мощность, которая была нужна в
соотв. месяце и не продана по СД
(= Фактический пик минус объемы
по СД, все другая мощность не
оплачивается)
• Поставщик получает по цене в
заявке
• Покупатель платит по
средневзвешенной цене
Торговля резервом
мощности
• закупает СО в начале каждого месяца
• Резерв = Плановый пик*планов. коэфф.
резервирования минус фактический пик
• потребители с СД платят за резерв с
коэфф. 1 к цене или не платят вовсе (если
по СД кроме мощности они купили также и
свой резерв)
• потребители без СД платят за резерв с
коэфф. 3 к цене
7