1 / 7

Краткая характеристика энергоактивов «Сибирской генерирующей компании»

Краткая характеристика энергоактивов «Сибирской генерирующей компании».

Télécharger la présentation

Краткая характеристика энергоактивов «Сибирской генерирующей компании»

An Image/Link below is provided (as is) to download presentation Download Policy: Content on the Website is provided to you AS IS for your information and personal use and may not be sold / licensed / shared on other websites without getting consent from its author. Content is provided to you AS IS for your information and personal use only. Download presentation by click this link. While downloading, if for some reason you are not able to download a presentation, the publisher may have deleted the file from their server. During download, if you can't get a presentation, the file might be deleted by the publisher.

E N D

Presentation Transcript


  1. 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 • 10 проектов с суммарной мощность - 1830 МВт • Инвестиции: более 80 млрд. руб. ТГК-12, ТГК-13: 27% Омск Прочие 73% Томск Красноярск Новосибирск Кемерово Барнаул Абакан Иркутск Улан-Удэ Чита Кызыл ТЭС в составе Кузбассэнерго, ТГК-13

  2. 675 290 Сценарные условия РАО ЕЭС Текущие рыночные котировки Рынок мощности был ключевым элементом реформы электроэнергетики Отклонения от первоначальных обещаний инвесторам в ходе реформы электроэнергетики* Изменение ожидаемого роста односта-вочной цены на энергию (цент/кВтч) Изменение стоимости ген. компаний, USD/кВт Сценарные условия РАО ЕЭС Текущие ожидания рынка 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 '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 Регулируемые тарифы Свободные цены

  3. Уровень рентабельности тепловых генерирующих компаний - самый низкий в отрасли Рентабельность по чистой прибыли USD/кВт. Установленная мощность ГВТ Выработка 2009 г. млрд. кВтч Среднегодовые темпы роста 2007-2010 гг. XX Русгидро; Русгидро; 28% 21 67 АЭС; АЭС; 23 163 ТЭС; ТЭС; 135 547 26% Установленная мощность ГВТ Оценка чистой прибыли 2010 г. млрд. USD 8% * 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 3

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

  5. 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)).

  6. 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 Тариф на мощность ТЭЦ тыс. руб/МВт/мес (ТЭЦ становятся конкурентносопосбными с ГРЭС) После ликвидации перекрестки После ликвидации перекрестки Сегодня Сегодня Сегодня ГРЭС • 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). Сегодня После ликвидации перекрестки - Субсидии (если не хватает тарифа)

  7. 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 • 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 • 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

More Related