Краткая характеристика энергоактивов «Сибирской генерирующей компании» 1 Расположение энергоактивов «Сибирской генерирующей компании» ТЭС в составе Кузбассэнерго, - презентация

1 Краткая характеристика энергоактивов «Сибирской генерирующей компании» 1 Расположение энергоактивов «Сибирской генерирующей компании» ТЭС в составе Кузбассэнерго, ТГК проектов с суммарной мощность МВт Инвестиции: более 80 млрд. руб. Абакан Красноярск Кемерово Томск Новосибирск Кызыл Иркутск Улан-Удэ Чита Омск Барнаул Уст. мощность ТЭС Сибири ТГК-12, ТГК-13: 27% Прочие 73% 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. Инвестиционная программа Кузбассэнерго и ТГК-13 по ДПМ в гг. (МВт)

2 Сценарные условия РАО ЕЭС Текущие ожидания рынка Рынок мощности был ключевым элементом реформы электроэнергетики 2 Обещания инвесторамРеальное положение 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 1. Раздельный отбор новой и старой мощности. «Реально- новая» мощность оплачивается по ценам выше старой. 2. Цены на старую мощность ограничены предельными уровнями, которые ниже, чем необходимо для поддержания оборудования в работоспособном состоянии. *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 Отклонения от первоначальных обещаний инвесторам в ходе реформы электроэнергетики* Изменение стоимости ген. компаний, USD/кВт Сценарные условия РАО ЕЭС Текущие рыночные котировки Обещанные темпы либерализации рынка мощностиФактические темпы либерализации рынка мощности Регулируемые тарифы Свободные цены 0% 20% 40% 60% 80% 100% '06'07'08'09'10'11'12'13'14'15 0% 20% 40% 60% 80% 100% '06'07'08'09'10'11'12'13'14'15 ? ???? Изменение ожидаемого роста односта- вочной цены на энергию (цент/кВтч)

3 Уровень рентабельности тепловых генерирующих компаний - самый низкий в отрасли 3 Рентабельность по чистой прибыли USD/кВт. Среднегодовые темпы роста гг. 28% 26% 8% XX * 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 ** Приведены данные по ценовым зонам ТЭС; 135 АЭС; 23 Русгидро; 21 ТЭС; 547 АЭС; 163 Русгидро; 67 Установленная мощность ГВТВыработка 2009 г. млрд. кВтч Оценка чистой прибыли 2010 г. млрд. USD Установленная мощность ГВТ

4 Сравнение эффективности выработки тепла и электроэнергии на ТЭЦ и на ГРЭС+котельная ТЭЦ Котель ная КЭС Раздельная выработка электро- и теплоэнергии Комбинированная выработка электро- и теплоэнергии КПД=80% КПД=35% 20 ед. э/э 55 ед. тепло 100 ед.топливо 69 ед. топливо 58 ед. топливо Общий КПД=75%Общий КПД=59% 127 ед.топливо 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.

5 5 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)). Принципы новой модели

6 6 Цель 1-ого этапа – легализовать существующую перекрестку в электроэнергии Пилотный проект – Сибирь. В случае успеха распространение на всю страну Потом переход к новому рынку Новый рынок – 1-ый этап Сегодня После ликвидации перекрестки Постоянные затраты, учитываемые в тарифе на тепло руб/Гкал - Субсидии (если не хватает тарифа) Тариф на мощность ТЭЦ тыс. руб/МВт/мес (ТЭЦ становятся конкурентносопосбными с ГРЭС) Сегодня После ликвидации перекрестки ГРЭС -Часть равная разности УПЗ котельной и ТЭЦ в тепле, сначала выделяется и платится в электрике, потом уходит в тепло Сегодня После ликвидации перекрестки Сегодня 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).

7 7 Новый рынок – 2-ой этап 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 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 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