Скачать презентацию
Идет загрузка презентации. Пожалуйста, подождите
Презентация была опубликована 9 лет назад пользователемРоман Ипутатов
1 Инвестиционная сессия по итогам 2013 года Москва
2 Системные вопросы инвестиционной деятельности электроэнергетики
3 2 Инвестиционное планирование в системе рыночных отношений В отрасли сохраняется высокая степень износа энергетического оборудования. Реализация программы ДПМ разового «квази-рыночного» механизма привлечения инвестиций с элементами централизованного планирования и рыночного контроля исполнения обязательств создала предпосылки для проведения масштабной модернизации генерирующего оборудования при этом, целевое виденье предусматривает, что дальнейшие инвестиционные решения должны приниматься на основе рыночных ценовых сигналов без государственной поддержки однако, в условиях действующих ограничений на темпы прироста цен на электроэнергию наблюдается недостаточная инвестиционная активность, направленная на модернизацию генерирующего оборудования. Развитие инвестиционной активности после окончания программы ДПМ – предмет эволюцию модели оптового и розничного рынка электрической энергии (мощности). Баланс между централизованным планированием и контролем инвестиционной активности и принятием и исполнением инвестиционных обязательств исключительно в системе рыночных отношений достигается по мнению Минэнерго России в модели, предусматривающей проведение долгосрочных отборов мощности.
4 3 Инвестиционное планирование в системе государственного регулирования Действующая нормативно-правовая база не в достаточной степени обеспечивает развитие инвестиционной активности на основе свободных двусторонних отношений. Заключение двусторонних договоров возможно на ограниченный срок по регулируемым ценам (тарифам), равным тарифам, устанавливаемым для соответствующего поставщика электрической энергии. Это может послужить сдерживающим фактором для запуска инвестиционных проектов нового строительств генерирующих мощностей. В действующую программу ДПМ не вошли генерирующие объекты, расположенные в неценовых зонах оптового рынка и изолированных от ЕЭС территориях, при этом, в настоящее время существует необходимость в выводе из эксплуатации устаревшего и неэффективного генерирующего оборудования и строительство новых генерирующих мощностей. В этой связи необходимо, определить эффективные механизмы вывода генерирующего оборудования из эксплуатации и определить критерий востребованности генерации. Развитие инвестиционной активности на территориях с ограниченной конкуренцией целесообразно проводить с переходом к долгосрочному тарифному регулированию и нормативному обеспечению возможности заключения соответствующих долгосрочных свободных двусторонних договоров.
5 4 Вывод из эксплуатации генерирующего оборудования В настоящее время объем генерирующих мощностей, поставляющих мощность в вынужденном режиме составляет порядка 10 ГВт. Стоимость вынужденных мощностей «по теплу» составляет 9,2 млрд руб, «по электрике» 16,5 млрд руб в год В настоящее время отсутствуют реальные механизмы вывода из эксплуатации неэффективной генерации. В этой связи ведется разработка программы мероприятий, направленных на обеспечение физической возможности вывода из эксплуатации (консервации) неэффективной мощности. В рамках разработанного Минэнерго России проекта Постановления РФ предлагается с мощность вынужденных «по теплу» не оплачивать, исключить участие неэффективной генерации старше 55 лет с давлением свежего пара 9 атм – МВт, в том числе не включавшихся в ОЗП предшествующего года (КИУМ < 30%) МВт. Дополнительно 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 процедур
6 5 Основные системные вопросы инвестиционной деятельности электроэнергетики Необходимость корректировки системы инвестиционного планирования и контроля за реализацией инвестиционных программ субъектов электроэнергетики Снижение инвестиционного потенциала субъектов электроэнергетики, связанное с ограниченностью источников финансирования инвестиционных программ: Платежная дисциплина Ограничения при тарифном регулировании в электросетевом комплексе Динамика кредитной нагрузки и задолженности компании Обеспеченность источниками финансирования технологического присоединения Несовершенный механизм финансирования инвестиционных проектов за счет средств федерального бюджета путем дополнительной эмиссии акций: Риски реализации проектов с привлечением средств федерального бюджета путем участия Российской Федерации в уставных капиталах Отсутствие механизма перераспределения/возврата бюджетных средств, невостребованных в ходе реализации проекта Дисциплина исполнения договоров о поставке мощности
7 6 6 Минэнерго России подготовило изменения в постановление Правительства Российской Федерации от «Об инвестиционных программах субъектов электроэнергетики» Корректировка критериев отнесения субъектов электроэнергетики, инвестиционные программы которых утверждаются уполномоченными федеральными и региональными органами исполнительной власти Корректировка критериев отнесения субъектов электроэнергетики, инвестиционные программы которых утверждаются уполномоченными федеральными и региональными органами исполнительной власти Обязательное применение при разработке и утверждении ИПР укрупненных нормативов цены капитального строительства объектов электроэнергетики Формирование ИПР сетевых организаций на основании целевых показателей, устанавливаемых в порядке, утвержденном Министерством энергетики Российской Федерации Согласование ИПР смежных сетевых организаций в целях синхронизации развития магистральной и распределительной электросетевой инфраструктуры в том числе через механизм общественного обсуждения Публичность и оптимизация процессов представления и согласования проектов ИПР (использование портала gosuslugi.ru) Общественное обсуждение ИПР (рассмотрение мотивированных замечаний и предложений потребителей к ИПР) Рассмотрение на Правительственной комиссии по вопросам развития электроэнергетики потребителей (высшим исполнительным органом государственной власти субъекта РФ) обращений совета потребителей (межотраслевых советов потребителей) по вопросам учета замечаний к проектам ИПР Использование результатов технологического и ценового аудита при утверждении инвестиционных программ субъектов электроэнергетики Синхронизация мероприятий ИПР сетевых организаций с утвержденными схемой и программой развития ЕЭС России и схемами и программами развития электроэнергетики субъектов Российской Федерации Синхронизация ИПР со схемами территориального планирования 1 Формирование ИПР 2 Синхронизация ИПР 3 Общественный контроль 4 Совершенствование правил контроля за реализацией ИПР Совершенствование правил утверждения и контроля за реализацией инвестиционных программ (ИПР) субъектов электроэнергетики
8 7 7 Минэнерго России планируется подготовка изменений в постановление Правительства Российской Федерации от «О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики » и иные акты Правительства Российской Федерации Повышение качества планирования за счет вовлечения в процесс подготовки схем и программ экспертов и широкого круга заинтересованных лиц 1. Совершенствование методологии и порядка разработки схем и программ. 2. Обязательное использование схем и программ при принятии решений органами исполнительной власти (регуляторные решения, бюджетные инвестиции, в т.ч господдержка) 3. Экспертное и общественное обсуждение результатов разработки схем и программ Повышение качества разработки стратегических документов в сфере электроэнергетики и прозрачности полученных результатов для широкого круга заинтересованных лиц Повышение ответственности органов исполнительной власти за качество разрабатываемых планов и прогнозов развития электроэнергетики Основные направления совершенствования порядка разработки схем и программ перспективного развития электроэнергетики
9 8 Задолженность по федеральным округам Динамика задолженности на оптовом рынке электроэнергии Наименования федерального округа За покупку на За покупку на Прирост(+) снижение (-) за 2014 % оплаты 2014 год на год на в МАЕ 2014 Центральный ФО Южный ФО Северо-западный ФО Дальневосточный ФО Сибирский ФО Уральский ФО Приволжский ФО Северо-Кавказский ФО ОРЭ в т.ч. ГП ДЗО Россети Крупнейшие должники Наименование энергосбытовой компании Задолженность на Прирост(+)/ снижение(-) в 2014 г ОАО "Архангельская сбытовая компания" ОАО "Волгоградэнергосбыт" ОАО "Дагестанская энергосбытовая компания" ОАО "Ингушэнерго" ,1 ОАО "Каббалкэнерго" ,2 ОАО "Севкавказэнерго" ОАО "Нурэнерго" ОАО"Тываэнергосбыт» ГП ДЗО Россети Итого контролируемые Рост задолженности на оптовом рынке прекращен!
10 9 Динамика задолженности на розничном рынке электроэнергии Структура задолженности по Федеральным округам на розничных рынках ГП Федеральный округ Процент оплаты Ср.мес.ТП с 01 января по 14 мая млрд.руб. Задолженность, млрд.руб. Задолженность (на ) к ср.мес.ТП (мес.) Прирост в 2014 млрд.руб с 01 января - по 14 мая 2013 с 01 января - по 14 мая на на Дальневосточный ФО91%90%7,22,85,60,782,9 Сибирский ФО88%90%15,712,520,91,338,3 Уральский ФО93%95%13,69,713,61,004,0 Приволжский ФО91%93%28,62232,91,1510,9 Южный ФО91%92%1115,519,71,794,1 Сев-Кавказск.ФО90%82%3,514,616,14,651,5 Центральный ФО94% 62,240,556,50,9116,0 Северо-Западный ФО93%89%15,717,522,21,414,8 Всего 92,4%92,6%157, ,41,1952,3 Структура задолженности по группам потребителей на розничных рынках гарантирующих поставщиков Группа потребителей Процент оплаты Ср.мес.ТП с 01 января по 14 мая млрд.руб. Задолженность, млрд.руб. Задолженность (на ) к ср.мес.ТП (мес.) Прирост в 2014 млрд.руб с 01 января - по 14 мая 2013 с 01 января - по 14 мая на на Промышленные потребители 94% 32,223,631,80,998,3 Непромышлен- ные потребители 94% 81,87594,21,1519,2 Бюджетные потребители 83%85%15,18,319,41,2911,1 Сельхозтоваро- производители 94%95%4,52,13,40,751,3 Население 88%91%242638,51,6112,5 Всего 92,4%92,6%157,6135,0187,41,1952,3 * - информация расчитана г. Динамика задолженности гарантирующих поставщиков по группам потребителей РР в 2014 г. в сравнении с 2013 г. Задолженность на розничном рынке продолжает расти – необходимо ужесточение ответственности неплательщиков и внесение изменений в ряд нормативных документов
11 10 Ограничения при тарифном регулировании в электросетевом комплексе Основные проблемы Ограничение конечной стоимости товаров и услуг инфраструктурных компаний Наличие перекрестного субсидирования в электроэнергетике (240 млрд рублей), в том числе через механизм «последней мили» (43 млрд рублей) Компенсация выпадающих доходов от льготного технологического присоединения Рост тарифов для бизнеса достиг предела роста Резкий рост тарифов для населения невозможен Сохраняется потребность в растущих инвестициях в надежность энергоснабжения потребителей ПРИ ЭТОМ: Повышение внутренней эффективности электросетевых компаний (оптимизация операционных и инвестиционных расходов, бенчмаркинг) Поэтапное доведение цен (тарифов) для населения до экономически обоснованного уровня Дальнейшее совершенствование процесса инвестиционного планирования Бюджетные субсидии Предлагаемые решения Наличие сглаживания при RAB-регулировании
12 11 Сохранение параметров RAB- регулирования в условиях ограничения роста тарифов Непредусмотренный возврат «сглаживания НВВ» в тарифно-балансовых решениях гг.* (в текущих долгосрочных моделях) * - оценочно, по данным ОАО «Российские сети» ** - указан необходимый рост тарифа в 2017 году для обеспечения полного возврата «Сглаживания» С учетом ограничения роста тарифов и сохранения долгосрочных параметров RAB значительно вырастает объем «сглаживания» НВВ в долгосрочном периоде регулирования (ДПР), который приходится на 2017 год Прирост тарифов по прогнозу СЭР (от г.): 2015 г. – 3,3%, 2016 г. – 5,5%, 2017 г. – 4,3% Субъекты РФ Темп роста тарифов утвержденный, % Объем сглаживания, млрд. руб *учтено в ТБРТребуемый Итого в том числе: Москва 122,6113,5112,7203,02,529,5 Московская область 114,5107,9109,4154,40,010,6 Ленинградская область 120,9108,0155,5235,810,120,0 Санкт-Петербург 107,8111,6145,8181,59,015,6 Ростовская область 102,4104,9202,3204,38,69,2 Субъекты РФ Темп роста тарифов, % Некомпенсируем ый объем сглаживания, млрд. руб ** Итого 46,6 в том числе: Пермский край 99,3101,0101,9267,89,9 Белгородская область 104,3102,4122,4219,08,6 Саратовская область 103,2105,0105,1161,06,7 Воронежская область 101,2104,5103,4152,83,8 Оренбургская область 107,4107,3107,4139,53,6 В настоящее время указанная проблема рассматривается в Минэнерго России совместно с ОАО «Российские сети» и субъектами РФ для поиска допустимых и оптимальных путей ее решения
13 12 Динамика кредитной нагрузки и задолженности компании По сетевым и распределительным компаниям наблюдается рост кредитной нагрузки, кроме того заемные источники по данным компаниям имеют наибольший вес в общем объеме источников финансирования инвестиционной программы. Доля привлеченных источников финансирования в 2013 году Динамика роста Долг/EBITDA свидетельствует об ухудшении финансово-экономического состояния компаний. Несоблюдение данного показателя по действующим кредитным договорам ведет к удорожанию привлекаемых кредитных ресурсов.
14 13 Обеспеченность источниками финансирования технологического присоединения Плата за технологическое присоединение компенсирует не более 40 % затрат на технологическое присоединение, таким образом, субъекты электроэнергетики вынуждены отвлекать собственные источники финансирования от проектов по другим направлениям инвестиционной программы, а также привлекать кредитные средства на реализацию проектов по технологическому присоединению. Дополнительное привлечение кредитных средств ведет к удорожанию основных средств за счет капитализации процентов и ухудшению финансово-экономического состояния сетевых и распределительных компаний. Млрд. рублей Объем освоения по ТП и доля платы за ТП в источниках финансирования
15 14 Риски реализации проектов с привлечением средств федерального бюджета путем участия Российской Федерации в уставных капиталах Отсутствие в действующем законодательстве унифицированной системы контрольных процедур, обеспечивающих эффективный контроль за целевым расходованием предоставленных финансовых ресурсов, непревышением утвержденной сметной стоимости проектов, обеспечением достижения заданных сроков ввода объектов и проектных эксплуатационных и экономических показателей. При увеличении доли Российской Федерации в уставном капитале открытого акционерного общества путем оплаты дополнительной эмиссии акций общества дополнительно существуют следующие риски: Изменение структуры акционерного капитала в пользу контролирующего акционера, что приводит к размыванию долей миноритарных акционеров и может отрицательно сказываться на рыночных котировках акций, негативно отражаться на финансовых показателях и ковенантах общества. Риск блокирования миноритарными акционерами решений, приводящих к снижению их доли в уставном капитале; В соответствии с требованиями Федерального закона от ФЗ оплата дополнительной эмиссии акций должна производиться не ниже их номинальной стоимости. Однако в случае, если в период проведения сделки акции общества торгуются существенно ниже их номинальной стоимости, то такая операция потенциально может приводить к формированию убытка для государства, что может трактоваться как неэффективное инвестирование бюджетных средств; При формировании МСФО-отчетности энергокомпаниями потенциально возможно проведение обесценения введенных объектов с отнесением убытков на прибыль компании, что окажет негативное влияние на показатели МСФО-отчетности и приведет к снижению уровня дивидендов; Осуществление строительства и реконструкции объектов капитального строительства дочерними и зависимыми обществами энергокомпаний, не являющихся получателями бюджетных инвестиций, приводит к снижению эффективности контроля со стороны государства за расходованием бюджетных средств; По ряду региональных энергокомпаний бюджетные инвестиции в виде взноса в уставный капитал после ввода объектов в эксплуатацию приводят к чрезмерному росту тарифа на передачу электроэнергии и необходимости предоставления субсидии на компенсацию разницы между экономически обоснованным уровнем тарифа и устанавливаемым. Стоимость вводимого оборудования, по сути, дважды оплачивается за счет бюджетных средств.
16 15 Бюджет Российской Федерации Министерство энергетики Российской Федерации Акционерная компания Допэмиссия акций по номинальной стоимости 208-ФЗ от «Об акционерных обществах» Миноритарные акционеры Филиалы и ДЗО Снижение доли в капитале Блокирование решений Взнос в УК Реализация проектов Отсутствие механизма возврата средств Снижение контроля Несоблюдение условий договоров и соглашений о предоставлении бюджетных инвестиций Экономия средств Минэнерго России направлен в Правительство Российской Федерации проект постановления, позволяющий использовать остатки средств бюджетных инвестиций от реализации акционерными обществами инвестпроектов на реализацию иных, включенных в ФАИП инвестпроектов Срыв сроков ввода Изменение технических характеристик Изменение титулов Выделение ОАО «ФСК ЕЭС» ,0 млн рублей на строительство объектов электросетевой инфраструктуры Сочи-2014 Остаток средств – 1 653,7 млн рублей Выделение ОАО «Холдинг МРСК» 7 000,0 млн рублей на строительство объектов электросетевой инфраструктуры Сочи-2014 Соглашением не определены объекты, на которые были направлены средства Выделение ОАО «Рус Гидро» 4 330,0 млн рублей на завершение строительства водосброса СШГЭС Остаток средств – 476,9 млн рублей Выделение ОАО «ДВЭУК» 6051,1 млн рублей на рублей на строительство объектов электросетевой инфраструктуры Остаток средств – 985,7 млн рублей Финансирование проектов за счет взноса средств федерального бюджета в уставной капитал компаний Перераспределение
17 16 Системные вопросы - основные выводы В настоящее время субъекты электроэнергетики не в состоянии обеспечивать развитие электроэнергетической отрасли за счет внутренних и кредитных источников без ухудшения ключевых показателей деятельности. Необходимо совершенствование механизмов инвестиционной деятельности в электроэнергетике, включая механизм финансирования проектов за счет средств федерального бюджета и рыночные механизмы.
18 Реализация объектов ДПМ
19 18 Реализация проектов в рамках договоров о поставке мощности Компания Объект Мощность объекта ДПМ, МВТ Примечание План 2013 года Плановая дата Аттестованная мощность Фактическая дата ОАО «ТГК-1» Объект N4 (Гидроагрегат) Лесогорской ГЭС-10 29, , Введен в срок Объект N12 (Гидроагрегат) Светогорской ГЭС-11 30, Введен ранее ОАО «Мосэнерго» Объект N9 (ГТЭ-65) Территория ТЭЦ-9 61, Срок ввода сорван ОАО «Волжская ТГК» Объект N4 (ГТУ) Новокуйбышевской ТЭЦ , Отставание 3 месяца Объект N5 (ГТУ) Новокуйбышевской ТЭЦ-1 80 Объект N6 (ГТУ) Новокуйбышевской ТЭЦ-1 80 ООО «Лукойл- Астраханьэнерго» Объект N3 (ПГУ ТЭС) котельной «Центральная» (г. Астрахань) Отставание 2 месяца Объект N4 (ПГУ ТЭС) котельной «Центральная» (г. Астрахань) Введен в срок ОАО «ТГК-9» Объект 2 (ГТУ) Пермской ТЭЦ , Отставание 1 месяц ОАО «ТГК-11» Объект N4 (ПТ , N12) ТЭЦ-3, Омский филиал Отставание 1 месяц Объект N5 (ПГУ-90) ТЭЦ-3, Омский филиал , Отставание 2 месяца ОАО «Кузбассэнерго» Блок N5 Томь-Усинской ГРЭС Томь-Усинская ГРЭС Срок ввода сорван Блок N4 Беловской ГРЭС Беловская ГРЭС Срок ввода сорван ОАО «Барнаульская генерация» Блок N8 Барнаульской ТЭЦ Срок ввода сорван ОАО «Назаровская ГРЭС» Блок N7 Назаровской ГРЭС Назаровская ГРЭС (блок N7) Отставание 2 месяца ОАО «ИНТЕР РАО- Электрогенерация! Блок N1 Южноуральской ГРЭС Срок ввода сорван Блок N8 Черепетской ГРЭС 213, Срок ввода сорван Блок N1 Джубгинской ТЭС , Отставание 1 месяц Блок N2 Джубгинской ТЭС , Отставание 1 месяц ОАО «Фортум» Блок N2 (ПГУ- 420) Няганской ГРЭС , Блок N1 (ПГУ- 420) Няганской ГРЭС , ОАО «ИНТЕР РАО- Электрогенерация»Блок N4 Гусиноозерской ГРЭС ОАО «Квадра»Объект N6 (ПГУ) Новомосковская ГРЭС , ИТОГО2485,3 2659,0
20 19 Проблемы реализации проектов в рамках договоров о поставке мощности Практически все компании воспользовались возможностью переноса срока ввода. В ходе проведенных Минэнерго России проверок выявлены следующие проблемы: Низкая исполнительская дисциплина в отношении рекомендаций Минэнерго России, выданных по результатам ранее проведенных проверок Несовершенство схемы управления проектами – схемы управления и реализации проектами перегружены и неоптимальны, недостаточен строительный контроль и технический надзор со стороны Заказчика и т.д. Систематические отставания от графика строительно-монтажных работ Фактическая численность строительно-монтажного персонала на строительной площадке ниже нормативной Проблемы с финансовым состоянием генподрядчиков Проблемы с синхронизацией сроков присоединение с сетевым объектам Проблемы с претензионной работой в адрес контрагентов, нарушивших условия договоров Неразвитость рынка генеральных подрядчиков с крупными портфелями реализованных проектов В 2013 году сорваны сроки ввода по 6 объектам ДПМ, мощностью более 1 ГВт (ОАО «ИНТЕР РАО – Электрогенерация, ОАО «СГК», ОАО «Мосэнерго»), при этом следует отметить, что практически все вводы из плана 2013 года введены с отставанием от 1 до 3 месяцев от установленного срока Кроме того, в 2013 году было введено 4 объекта (ОАО «Фортум», ОАО «ИНТЕР РАО – Электрогенерация, ОАО «Квадра»), мощностью более 1,2 ГВт из плана 2012 года. Объекты введены с отставанием от 7 до 16 месяцев
21 Проверки Минэнерго России хода реализации инвестиционных проектов
22 21 Проверки Минэнерго России за 2013 год В соответствии с Правилами осуществления контроля за реализацией инвестиционных программ субъектов электроэнергетики, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от «Об инвестиционных программах субъектов электроэнергетики», Минэнерго России осуществляет выездные проверки проектов, предусмотренных инвестиционными программами субъектов электроэнергетики, утвержденными Минэнерго России, а также проектов ДПМ. Проведено 89 проверок 81 плановая 8 внеплановых 29 генерирующих объектов 60 сетевых объектов 20 СВМ Возможность ввода в эксплуатацию в срок 43 объектов: -14 генерирующих - 29 сетевой 46 объектов: -15 генерирующих - 31 сетевой По результатам проверок было выдано порядка 620 рекомендаций, 200 из которых не выполнено.
23 СПАСИБО ЗА ВНИМАНИЕ
Еще похожие презентации в нашем архиве:
© 2024 MyShared Inc.
All rights reserved.