Доклад Кожуховского И.С. - Федеральная служба по тарифам
реклама
Баланс электроэнергии и мощности и тарифы на электроэнергию на 2006 год Начальник Департамента экономической политики ОАО РАО «ЕЭС России» И.С. Кожуховский 1 Производство и потребление электроэнергии в 2005-2006 году Единицы 2005 2006 измерения ожид. проект Потребление электроэнергии Производство электроэнергии в т.ч. 2005 к 2006 +,% млрд.кВт.ч -"- 923,7 932,2 944,1 954,7 20,4 22,5 102,2 102,4 -"-"-"-"- 148,0 173,9 567,8 42,5 150,9 170,3 588,9 44,7 2,9 -3,6 21,1 2,2 102,0 97,9 103,7 105,2 -"- 329,2 223,2 257,2 347,0 241,0 260,3 17,8 17,8 3,1 105,4 108,0 101,2 АЭС ГЭС ТЭС блокстанции Производство электроэнергии ОГК В т.ч. ТЭС ОГК Производство электроэнергии ТГК -"- Примечание: 2005 год приведен в структуре 2006 года 2 Рост субъектного состава ОРЭ Количество субъектов ОРЭ, шт. из них: поставщиков покупателей Объем поставки на ФОРЭМ, млрд. кВтч Доля ОРЭ в общем объеме поставки электроэнергии конечным потребителям, % Стоимость поставки на ФОРЭМ, млрд. руб. Доля ОРЭ в общей стоимости покупки, % 2005 год 310 2006 год 531 рост, разы 1,7 55 255 275 256 5,0 1,0 313,6 684,8 2,2 39,1 84,4 2,2 155,2 383,6 2,5 40,5 85,5 2,1 С 1 января 2006 года 237 региональных электростанций станут субъектами оптового рынка. 3 Оптимизация баланса электроэнергии на 2006 год •ФСТ с участием ОАО РАО «ЕЭС России» провела экспертизу минимальной выработки электростанциями АО-энерго, ТГК и РГК. •На основе этой экспертизы РАО «ЕЭС России» подготовило и направило в ФСТ оптимизированный баланс электроэнергии на 2006 год. •Баланс предполагает повышенную загрузку экономичных станций и, наоборот, разгрузку неэффективных, до теплофикационной выработки + необходимый объем конденсационной выработки. •Экономия совокупных затрат на выработку электроэнергии в результате оптимизации составила около 7 млрд. руб. Она позволит вписаться в сниженные предельные тарифы на 2006 год. 4 Нерешенные вопросы по выводу генерации АО-энерго на ОРЭ и получение эффекта от оптимизации загрузки 1. Снижение требований НП «АТС» к оборудованию ГТП приборами учета, т.к. приборов учета, соответствующих правилам рынка, у станций АО-энерго нет 2. Оптимизация загрузки станций и получение ожидаемого эффекта возможны только при условии перераспределения объемов газа. В настоящее время мы готовим вместе с ФСТ обращение в Газпром. 5 Особенности вывода электростанций на ОРЭ в 2006 году по ряду регионов 1. Электростанции Бурятэнерго и Читаэнерго выводятся на ОРЭ с 1 января 2006 года с момента разделения АО-энерго 2. Кубаньэнерго, Кузбассэнерго и Курганэнерго, которые реформируются в середине 2006 г., будут включены в баланс с начала 2006 г. как поставщики и покупатели ОРЭ. 3. Электростанции Комиэнерго, Янтарьэнерго, Алтайэнерго, КЭУК, а также всех дальневосточных энергосистем в 2006 году на ФОРЭМ не выводятся. 6 Повышение требований к балансу с 2006 года •Баланс предыдущих лет и 2005 года не носил обязательный характер – загрузка станций формировалась на основе их оперативных заявок. •Баланс 2006 года становится основой РДД. Это кардинально повышает требования к реалистичности балансовой загрузки мощностей! •Нельзя допустить, чтобы в балансе станции были загружены сверх (или ниже) своих возможностей или были не обеспечены топливом. 7 Изменение структуры тарифа в 2006 году Предельный тариф для конечных потребителей на 2005 год Расходы сбыта Предельный тариф для конечных потребителей на 2006 год Расходы сбыта абонплата Плата ФСК абонплата Плата ФСК Расходы сбыта абонплата Плата за передачу по распредсетям Потери РСК Плата СО-ЦДУ Плата СО-ЦДУ Плата за передачу по распредсетям Потери ЕНЭС+РСК Плата за передачу по распредсетям Плата ФСК Потери ЕНЭС+РСК Потери ЕНЭС Небаланс? небаланс небаланс Плата СО-ЦДУ поставщики электроэнергии Расходы 2005 года поставщики электроэнергии Расходы 2006 года без учета структурных изменений поставщики электроэнергии Расходы 2006 года с учетом структурных изменений 8 Тарифы поставщиков Плата СО-ЦДУ включается в тариф поставщиков, в ставку за мощность. •ФЭС – тарифы прошли экспертизу и готовы к утверждению. •Станции АО-энерго – экспертиза закончена, ФСТ проводит рассмотрение по каждой станции. •Проблема – блок-станции не должны учитываться при определении базы для расчета платы СО-ЦДУ и перечня поставщиков, т.к. высок риск недобора средств на содержание СО-ЦДУ 9 Особенности установления тарифов для электростанций, выводимых на ОРЭ 1. Тарифы на электроэнергию будут устанавливаться для РГК: на мощность – единый по РГК на энергию – электростанции индивидуальный для каждой 2. Электростанции, права на имущество которых будут изменяться в течение 2006 года, будут отражены в балансе отдельной строкой, им будут установлены индивидуальные тарифы на мощность и энергию 3. ТГК и ОГК будут включены в баланс электроэнергии и получат тарифы, если уже взяли в аренду генерирующее 10 оборудование Установление тарифов на электроэнергию в увязке с тарифами на теплоэнергию •ФСТ сейчас рассматривает тарифы на электроэнергию для региональных электростанций на 2006 г. в увязке с тарифом на теплоэнергию. •Тарифы на теплоэнергию будут устанавливать РЭКи •Чтобы не ухудшать экономическое состояние РГК, особую важность приобретает согласованность решений ФСТ и региональных регулирующих органов по утверждению тарифов на электроэнергию и тепло. 11 Трансформация тарифообразования для ФСК 2006 год 2005 год потребители сбыт потребители сбыт Граница АО-энерго РС К Распредсети Сети ЕНЭС Станции АО-энерго РС К ГТП МСК РГК ФОРЭМ ГТП ФСК ФОРЭМ 1. Плата ОАО «ФСК ЕЭС» будет взиматься с распределительных сетевых компаний и рассчитываться не на полезный отпуск электроэнергии, а на заявленную мощность присоединенных к сети потребителей 2. Плата ФСК будет включать стоимость услуг ФСК (по единому для всех тарифу), МСК (по индивидуальному тарифу) и стоимость потерь электроэнергии в сетях ЕНЭС 10 Разнесение затрат РСК по уровням напряжения Применение п. 45 действующих Методических указаний по расчету тарифов на розничном рынке приводит к существенной дифференциации тарифов по уровням напряжения. Правила разнесения затрат РСК по уровням напряжения, предусмотренные 45 пунктом, негибкие и не учитывают структуру потребления отдельных регионов и масштабов перекрестного субсидирования (Смоленск, Брянск, Курск). РАО «ЕЭС России» предлагает изменить формулировку п. 45 и предусмотреть возможность отказа от применения п. 45 по решению регионального регулирующего органа. 13 Стоимостной небаланс Размер: на начало 2004 года – 9,1 млрд. руб. на начало 2005 года – 10,1 млрд. руб. на 1 июля 2005 года – 14,0 млрд. руб. на конец 2005 года ожидается 16-17 млрд. руб. С момента введения модели РДД накопление небаланса прекратится. Решение о том, что делать с накопленным небалансом, пока не принято. 14 Индивидуальные тарифы покупки электроэнергии с оптового рынка 1. Установление тарифов покупки с ОРЭ по прежним правилам – одинаковыми для всех покупателей - не приемлемо, поскольку не позволит с учетом структурных изменений в оплате услуг ФСК и СО-ЦДУ и новой конфигурации оптового рынка вписаться в предельные тарифы во многих регионах. 2. Индивидуальные тарифы с оптового рынка должны быть установлены на таком уровне, чтобы, прибавив к ним оплату услуг РСК, (включая ФСК) абонплату и сбытовую надбавку, мы получили региональные тарифы в рамках предельных, утвержденные ФСТ. 15 Предстоящая тарифная кампания 1. • • ФСТ должна утвердить федеральные факторы в новой структуре (они составляют~ 90% от конечного тарифа). После этого региональные регулирующие органы должны утвердить тарифы для конечных потребителей в рамках предельных. Все федеральные факторы будут утверждены 20-30 ноября 2005 года. Причина – задержка Постановления Правительства о порядке вывода субъектов на ОРЭ и утверждения индивидуальных тарифов с ОРЭ. Региональные регулирующие органы должны утвердить тарифы до принятия бюджета субъекта РФ. Во многих регионах это произойдет до утверждения ФСТ федеральных факторов. 16 4. Установление региональными регулирующими органами заниженных тарифов для конечных потребителей до утверждения федеральных факторов может привести к убыточности сбытовых, сетевых и генерирующих компаний. По расчетам, при утверждении тарифов для конечных потребителей в каждом регионе на уровне предельных минимальных, дефицит НВВ в электроэнергетике составит 20-25 млрд. руб. 5. В условиях неопределенности тарифы в регионах необходимо утверждать как можно ближе к уровню предельных максимальных! 17 Динамика тарифов на электроэнергию % 142,3 Темп роста тарифов на электроэнергию, отпускаемую энергоснабжающими организациями Холдинга 140 126,4 128,5 117,1 120 120,2 118,6 111,7 111,0 109,5 115,1 112,0 Инфляция 111,4 109,2 107,5 108,5 106,5 100 2000г. 2001г. 2002г. 2003г. 2004г. 2005 г. 2006 г. Прогнозная и фактическая инфляция 2000 г. 2001 г. 2002 г. 2003 г. 2004 г. 2007 г. 2005г. (ожидаем.) 106,0 105,5 2008 г. 2006 г. 2007 г. 2008 г. ИПЦ прогноз Правительства 118,0 116,0 114,0 112,0 110,0 108,5 107,5 106,5 105,5 ИПЦ факт 120,2 118,6 115,1 112,0 111,7 111,0 109,5* 108,5* 106,0* +2,2 +2,6 +1,1 0 +1,7 +2,5 +2 +2 +0,5 превышение факта над прогнозом *) прогноз РАО «ЕЭС России» РАО ЕЭС предлагает перейти с 2007 года на принцип «рост тарифов-на уровне фактической инфляции»! 18 В 2005 году создано Агентство по прогнозированию балансов в электроэнергетике. Сейчас – как 100% дочка РАО ЕЭС, в будущем - перейдет под контроль государства. • • • • Задачи Агентства: Формирование эффективной системы прогнозирования в электроэнергетике, необходимой для обеспечения долгосрочной системной надежности функционирования ЕЭС России Разработка годовых балансов энергии и мощности, необходимых для организации хозяйственной деятельности субъектов рынка и формирования тарифов Разработка среднесрочных (3-5 лет) и долгосрочных (15 лет) энергобалансов, необходимых для координации инвестиционной деятельности и недопущения дефицитов мощности Сбор информации и анализ фактического исполнения прогнозных энергобалансов 19 Спасибо за внимание! 20
