Перспективы модернизации электроэнергетики Докладчик: Ярослав Рыков Директор по бизнес-анализу и развитию рынков ОАО «Фортум» - презентация

1 Перспективы модернизации электроэнергетики Докладчик: Ярослав Рыков Директор по бизнес-анализу и развитию рынков ОАО «Фортум»

2 2 ОАО «Фортум» Нягань Тюмень Тобольск Москва Санкт-Петербург Сургут Ханты-Мансийск ТГК-1 Челябинск Fortum – один из ведущих производителей и поставщиков тепловой и электрической энергии в России ОАО «Фортум» В настоящий момент корпорация Fortum контролирует около 95% акций ОАО «Фортум» (в прошлом ТГК-10). ОАО «Фортум» осуществляет деятельность в Челябинской, Тюменской областях, ХМАО 8 действующих электростанций, тепловые сети в 4-х городах присутствия, 1 компания, занимающаяся ремонтом и техобслуживанием Электрическая мощность составляет МВт, планируется увеличение до ~ МВт Тепловая мощность составляет более Гкал/час, дочерняя компания ОАО «УТСК» - основной поставщик т/э в Челябинске, Тюмени, Тобольске и Сургуте с долей рынка 60-90% Ежегодная выработка – около 16 млрд. кВтч электроэнергии и 22 млн Гкал тепловой энергии Количество персонала – около человек ОАО «ТГК-1» Fortum владеет чуть более 25% акций Территориальной генерирующей компанией 1(ТГК-1), осуществляющей свою деятельность в Северо- Западном регионе России. Аргаяшская ТЭЦ Челябинская ГРЭС Тобольская ТЭЦ Тюменская ТЭЦ-1 Челябинская ТЭЦ -3 Челябинская ТЭЦ-2 Челябинская ТЭЦ -1 Тюменская ТЭЦ-2 2

3 Самые масштабные инвестиции в тепловой генерации России ОБЩАЯ СУММА ИНВЕСТИЦИЙ – ОКОЛО 2,5 МЛРД ЕВРО К КОНЦУ 2014 ГОДА Цели: 1. Строительство и ввод в эксплуатацию около МВт новой мощности для повышения надежности и увеличения резерва мощности энергосистемы Урала и Западной Сибири. 2. Применение современных технологий производства энергии - парогазовый цикл: - Значительное повышение КПД; - Эффективное использование топлива; - Экология: снижение выбросов оксида азота в 2,5-3 раза. Тюмень Челябинск ОАО «Фортум» Нягань Тобольск Москва Санкт-Петербург Сургут Тюменская ТЭЦ-1 Челябинская ТЭЦ-3 2 х 225 МВт +225,5 МВт Няганская ГРЭС Тюменская ТЭЦ-1 Тобольская ТЭЦ +213 МВт +230,5 МВт МВт 3 блока блок сдан в эксплуатацию блок сдан в эксплуатацию Инвестпроект реализован МВт % ~700 МВт Установленная электрическая мощность предприятий ОАО «Фортум» +50 % ~1700 МВт ~2 400 МВт ( гг.) 3

4 Изменения, внесенные в нормативную базу ОРЭ в гг. Изменение порядка оплаты мощности электростанций. Переход ни оплату средней за год располагаемой мощности вместо максимальной располагаемой. Установление предельной цены на мощность практически по всем зонам свободного перетока; 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); Ужесточение требований к минимальным техническим требованиям участия в рынке мощности с 2012 года; Повторный отказ от индексации цен на мощность на 2012 год. Отказ от индексации регулируемых тарифов на электроэнергию и мощность на 2012 год несмотря на инфляцию и рост цен на топливо; Изменение правил определения объема ценопринимания на величину технологического минимума; Ограничение по оплате мощности не выше установленной (хотя электростанции могут нести большую нагрузку);

5 Последствия изменений нормативной базы Максимальная располагаемая мощность Средняя располагаемая мощность 188 ГВт 168 ГВт 20 ГВт! Переход на оплату средней располагаемой мощности в 2011 году одномоментно лишил поставщиков около 30 млрд. руб.! (источник: отчеты АТС, приказ ФСТ РФ 498-э/3 от ) Снижение оплачиваемой мощности Отказ от индексации Отказ от индексации в 2011 и 2012 гг. привел к тому, что электростанции фактически поставляют мощность по ценам 2008 года. Инфляция за этот период выросла на 36%. (источник: прогноз социально- экономического развития России на гг. приказы ФСТ РФ) За период годы недофинансирование составит более 200 млрд. руб! (источник: прогноз социально-экономического развития России на гг. приказы ФСТ РФ) Цены на мощность были снижены

6 Работа электростанций в вынужденном режиме Причины не прохождения в КОМ (Правила оптового рынка электрической энергии и мощности, приказ Минэнерго России от ): –не соответствие минимальным техническим требованиям –высокие удельные издержки эксплуатации –перекрестное субсидирование тепловой энергии В 2012 году более 10 ГВт установленной мощности электростанций не прошли КОМ –4,1 ГВт получили режим вынужденных генераторов –5,9 ГВт до сих пор не получили режим вынужденных и не получают оплаты за мощность Несмотря на то, что часть поставщиков получила вынужденный режим, тариф на мощность для них установлен на уровне в 2-3 раза ниже экономически обоснованного (учтена прибыль, получаемая на РСВ всеми электростанциями поставщика) Сохранение текущей ситуации с регулированием вынужденных генераторов может отнять еще приблизительно 12 млрд. руб. у электростанций, которые более всего нуждаются в модернизации!

7 Старение генерирующего оборудования 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

8 Возможные пути стимулирования модернизации отрасли Генерирующим компаниям не выгодно содержать оборудование в вынужденном режиме и они готовы модернизировать неэффективное оборудование Но для этого нужна определенность в источниках финансирования на период окупаемости вложенных инвестиций. Необходимо: 1.Ликвидировать перекрестное субсидирование; 2.Увеличить максимальный срок нахождения в вынужденном режиме (сейчас не более 2-х лет) до разумного периода окупаемости (6-8 лет); 3.Сосредоточить ответственность за регулирование вынужденных генераторов (по теплу) на региональном уровне Это будет стимулировать регионального регулятора к ускоренной ликвидации перекрестного субсидирования; Позволит включить проекты модернизации, в региональные программы повышения энергоэффективности; Позволит устанавливать полную выручку вынужденных генераторов (за электроэнергию и тепло) на экономически обоснованном уровне и сохранять экономию после модернизации в качестве источника возврата инвестиций (сдерживание роста тарифов на тепло); Позволит разгрузить местный бюджет от бремени содержания неэффективного источника теплоэнергии (сейчас закон «О теплоснабжении» обязывает местный бюджет софинансировать источник теплоснабжения, если местный орган власти запретил вывод его из эксплуатации).

9 9 Спасибо за внимание!