Доклад Директора департамента развития электроэнергетики Минэнерго России Сниккарса П.Н. Октябрь 2014г. Результаты контроля за исполнением инвестиционных программ Дисциплина по предоставлению отчетности по состоянию на 15.09.2014 Предоставление отчетности субъектами электроэнергетики Предоставление отчетности субъектами Российской Федерации Не представлена 4 5% 1 квартал 2 квартал 37 45% Нарушены сроки 42 50% В срок Правилами осуществления контроля за реализацией инвестиционных программ субъектов электроэнергетики, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 01.12.2009 № 977, установлены следующие сроки представления отчетности о выполнении инвестиционных программ: •органы исполнительной власти субъектов Российской Федерации до 1 июня предоставляют информацию о результатах контроля за исполнением инвестиционных программ за предыдущий год; •Субъекты электроэнергетики, за исключением субъектов электроэнергетики, инвестиционные программы которых утверждают органы исполнительной власти субъектов Российской Федерации, ежеквартально, не позднее чем через 45 дней после окончания отчетного квартала. Наблюдается положительная динамика по исполнительской дисциплине в части предоставления отчетности субъектами электроэнергетики. 2 Качество представленной отчетности за 2 квартал 2014 года по состоянию на 15.09.2014 Соответствие представленной отчетности требованиям Приказа Минэнерго России от 24.03.2010 № 114 5 10% Основные замечания к представленной субъектами электроэнергетики отчетности за 2 квартал 2014 года: • отсутствие подписей руководителей организаций на отчетных формах; • отсутствие отчетности на бумажном (направление только в электронном виде); и печатей носителе • предоставление неполного комплекта отчетных форм; • несоответствие плановых показателей в отчетности и в утвержденных Минэнерго России инвестиционных программах 10 20% • представленная отчетность отражает неполный перечень инвестиционных проектов, предусмотренных утвержденной Минэнерго России инвестиционной программой 35 70% Предоставление недостоверной отчетной информации является основанием для проведения внеплановой проверки Компании, не представившие отчетность: Соответствует требованиям Не соответствует требованиям Не представлена • ДЗО ОАО «РАО ЭС Востока»: - ОАО АК «Якутскэнерго» - ОАО «Камчатскэнерго»; - ОАО «Магаданэнерго»; - ОАО «Сахалинэнерго»; • ОАО «Иркутскэнерго»; 3 Финансирование инвестиционных программ в 1 полугодии 2014 года Финансирование инвестиционных программ, млрд рублей 2014 год Наименование Общества % 1 квартал 2 квартал План Факт выполнения годового плана ОАО «Концерн Росэнергоатом» 185,4 58,8 32% 27,8 31,0 ОАО «РусГидро» 114,1 34,3 30% 13,6 20,7 7,7 1,7 21% 0,7 0,9 ОАО «ФСК ЕЭС» 116,0 37,5 32% 21,7 15,9 ОАО «Россети» 148,1 55,8 38% 25,0 30,8 Компании группы ОАО «Интер РАО» 42,2 13,2 31% 7,8 5,4 ОАО «РАО ЭС Востока» 25,7 8,6 33% 3,6 4,9 ОАО «ДВЭУК» 4,1* 3,4 83% 1,9 1,6 Итого по компаниям с долей государственного участия 644,2 213,3 33% 102,1 111,2 Итого ОГК/ТГК, реализующие проекты ДПМ 231,2 80,8 35% 40,2 40,6 Итого прочие субъекты э/э, ИПР которых утверждены Минэнерго России 58,3 17,9 31% 7,1 10,8 ВСЕГО 932,8 312,0 33% 149,3 162,7 ОАО «СО ЕЭС» * В соответствии с утвержденной ИПР 4 Финансирование и освоение инвестиционных программ в 1 полугодии 2014 года Финансирование, Освоение, 312,0 млрд.рублей с НДС* 314,9 млрд.рублей без НДС* 94,0 30% 123,2 40% 93,1 30% Сети 92,1 29% 114,2 37% 106,6 34% Генерация (без ДПМ) Объекты ДПМ (ТЭС) * С учетом ОАО «СО ЕЭС» 5 Источники финансирования инвестиционных программ в 1 полугодии 2014 года Источники финансирования*, 312,0 млрд.рублей с НДС 5,9 5% 26,7 22% Сети, 123,2 млрд.рублей с НДС 90,6 73% 23,9 8% 18 19% 17,9 57,2 19% 62% 92,6 30% Генерация (без ДПМ), 93,1 млрд.рублей с НДС 195,5 62% 45,9 49% Собственные средства Займы и кредиты Средства федерального бюджета * С учетом источников ОАО «СО ЕЭС» в объеме 1,7 млрд рублей 48,1 51% Объекты ДПМ (ТЭС), 94,0 млрд.рублей с НДС 6 Вводы основных фондов и мощности за 1 полугодие 2014 года Ввод основных фондов, Ввод мощности 182,9 млрд.рублей без НДС МВА 65,4 36% 3134,1 21823.1 8945.2 Км 20752.9 96,6 53% 20,9 11% Сети Генерация (без ДПМ) Объекты ДПМ МВт* 3375.8 7519 Факт План * С учетом объектов не введенных в эксплуатацию в 2013 году и ранее 7 Реализация проектов в рамках договоров о поставке мощности Компания Объект ОАО "ТГК-2" ОАО "Мосэнерго" ОАО "ИНТЕР РАО Электрогенерация" ОАО "Кузбассэнерго" Объект № 2 (ПГУ-110) территория Вологодской ТЭЦ Объект № 9 (ГТЭ-65) территория ТЭЦ-9 Кол-во Фактическая месяцев дата начала просрочки поставки на мощности 01/09/14 01.04.2014 18 01.04.2014 9 213,75 213,75 31.12.2013 Срок сорван 9 Блок 4 Беловской ГРЭС 200 0 31.12.2013 01.06.2014 5 ОАО "Кузбассэнерго" Блок 14 (первая очередь ГТУ) ГТЭС Новокузнецкая 140 140 30.04.2014 Срок сорван 5 ОАО "Кузбассэнерго" Блок 5 Томь-Усинской ГРЭС 110 24 31.12.2013 01.05.2014 4 ОАО "Кузбассэнерго" Блок 15 (вторая очередь ГТУ) ГТЭС Новокузнецкая 140 140 31.05.2014 Срок сорван 4 Объект № 7 (ПГУ) Дягилевская ТЭЦ 115 115 30.06.2014 Срок сорван 3 Блок 8 Барнаульской ТЭЦ-2 Блок №1 Южноуральской ГРЭС-2 территория Южноуральской ГРЭС-2 Объект № 5 (ПГУ) территория Владимирской ТЭЦ-2 Объект №3 территория Нижневартовской ГРЭС Объект № 2 (ПГУ) территория Ижевской ТЭЦ-1 Объект № 1 (ПГУ) территория Кировской ТЭЦ-3 55 0 31.12.2013 01.03.2014 2 400 400 31.12.2013 01.03.2014 2 230 410 230 220 230 410 230 220 01.05.2014 01.03.2014 01.04.2014 01.07.2014 2 1 1 1 ОАО "Квадра - Генерирующая компания" ОАО "Барнаульская генерация" ОАО "ИНТЕР РАО Электрогенерация" ОАО "ТГК-6" ЗАО "Нижневартовская ГРЭС" ОАО "ТГК-5" ОАО "ТГК-5" Блок №8 Черепетской ГРЭС Плановая дата на Прирост Ny, МВт 01.09.2014 Ny, МВт с учетом переноса 110 110 30.09.2012 61,5 61,5 30.06.2013 01.07.2014 01.04.2014 01.05.2014 01.08.2014 ОАО "Кузбассэнерго" Блок 4 Томь-Усинской ГРЭС 110 24 31.08.2014 Срок сорван 1 ОАО "Кузбассэнерго" Блок 6 Беловской ГРЭС 200 0 31.08.2014 Срок сорван 1 ОАО "ТГК-5" Объект № 5 (ПТУ) территория Новочебоксарской ТЭЦ-3 80 80 01.03.2014 01.03.2014 0 ОАО "ТГК-5" Объект № 3 (ПТУ) территория Кировской ТЭЦ-4 65 65 01.04.2014 01.04.2014 0 ОАО "Енисейская территориальная генерирующая компания (ТГК-13)" Новый блок Абаканской ТЭЦ (блок № 4) 120 120 01.07.2014 01.07.2014 0 8 Информация о ходе утверждения и внесения корректировок в инвестиционные программы субъектов электроэнергетики Статистика по поступлению проектов ИПР на утвердение в Минэнерго России в 2014 г. на 25.09.2014 Утверждено 10 36 Отказано Нарушение сроков представления заключений по результатам рассмотрения проектов 7 Всего поступили 53 проекта ИПР, в т.ч.: 31 проект ИПР на 2015-2017 (19) гг.; 22 проекта корр. ИПР на 2014 г. Основные причины разногласий и трудностей при согласовании проектов ИПР На рассмотрении Основные причины не утверждения 36 проектов ИПР: 12 проектов ИПР не согласованы ФСТ России (в т.ч. 4 ИПР только ФСТ России), по 14 проектам ИПР позиция ФСТ России не представлена. 21 проект ИПР не согласован всеми субъектами РФ, где предусматриваются мероприятия ИПР; 9 проектов ИПР не согласованы ОАО «СО ЕЭС»; 9 проектов ИПР не согласованы Минэнерго России в части параметров мероприятий. ИПР, в том числе доработанных – существенно увеличивает сроки рассмотрения ИПР и требует направления дополнительных запросов или проведения согласительных совещаний. Представление замечаний, которые не могут быть устранены в рамках процедуры согласования ИПР – например, требования к сетевой организации реализовать мероприятия, для финансирования которых невозможно изыскать источники или требования учесть в ИПР показатели, не предусмотренные правилами (план освоения, параметры закупок и т.д.). Заключения, не содержащие конкретных выводов и заключения по согласованию ИПР – требуют повторного запроса позиции или проведения согласительных совещаний. Представление в Минэнерго России вместо замечаний к проекту ИПР запроса дополнительной информации, необходимой для ее рассмотрения в конце установленного срока рассмотрения ИПР – это противоречит Правилам утверждения ИПР и требованиям по оказанию госуслуг . 9 Исполнение обязательств по вводу объектов в соответствии с соглашениями заключенными в 2007-2013 гг. с субъектами РФ Исполнение обязательств по вводу объектов* 21 43% 2 4% Красноярски й край. Комплексное развитие Нижнего Приангарья 8 Республика Адыгея 1 Республика Саха (Якутия) 1 КабардиноБалкарская Республика 2 Сахалинская область 1 Чукотский автономный округ 1 12 25% 4 8% 10 20% Всего – 49 объектов не введены (нарушен срок ввода) введены с нарушением срока срок не установлен введены в срок срок ввода не наступил * На момент проверки Камчатский край 6 Чукотский автономный округ 1 КарачаевоЧеркесская Республика 1 КабардиноБалкарская Республика 2 Республика Северная ОсетияАлания 1 Сахалинска я область 2 Республика Дагестан 4 10 Объем финансирования в соответствии с соглашениями заключенными в 2007-2013 гг. с субъектами РФ Объем финансирования*, 36,4 млрд. руб. 1.5 4% Чукотский Камчатский автономный край округ Республика 1.6 0.5 Северная ОсетияАлания 0.7 Сахалинская область 0.1 Республика Республика Адыгея 0.6 30.3 83% 2.2 6% Саха (Якутия) 0.4 КабардиноБалкарская Республика 0.2 0.8 2% Красноярски й край. Комплексно е развитие Нижнего Приангарья 26.4 1.6 5% не введены (нарушен срок ввода) введены с нарушением срока срок не установлен введены в срок срок ввода не наступил * На момент проверки 11 Блок генерация Перечень изменений в части отнесения к ВР и вывод из эксплуатации ген объектов Постановлением Правительства РФ от 16.08.2014 № 820 установлены следующие изменения Правил оптового рынка в части проведения КОМ на 2015 год: Изменения в Правила оптового рынка электрической энергии и мощности: 1. C 2014 года КОМ проводится на 1 год, долгосрочные КОМ (на 2 – 5 лет вперед) проводятся по отдельному решению Правительства РФ 2. Установлено ограничение на доступ к КОМ неэффективной генерации (9МПа и менее, старше 55 лет, с КИУМ не более 8%) 3. Изменен порядок отнесения к вынужденной генерации по теплу: - до 01.07.2015 – по решению Прав.комиссии (со сроком действия до 01.07.2017) только при наличии заключения губернатора с приложением утвержденных схем теплоснабжения, а также заключения Совета рынка; - после 01.07.2015 – исключение возможности отнесения к вынужденным по теплу Изменения в Правила вывода объектов диспетчеризации в ремонт и из эксплуатации: 1. Заявка на вывод из эксплуатации рассматривается только в части электрики 2. Запрет по теплу Минэнерго не выдается Механизм вывода из эксплуатации По итогам КОМ на 2015 год объем неотобранной мощности составили 15,3 ГВт, основные причины большие вводы ДПМ и снижение значений спроса относительно прогнозных Указанные мощности будут претендовать на получение статуса поставщика ВР. Оценочно стоимость мощности ВР по электрике/теплу на 2014 год составит 17 / 10,5 млрд.руб В дополнение к утвержденным требованиям к техническим параметрам генерирующего оборудования для участия в КОМ 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 мероприятий, в том числе, сетевого строительства. В настоящее время указанный проект проходит процедуру согласования и общественного обсуждения в установленном порядке. Перечень предложений по доработке КОМ По итогам КОМ на 2015 год Минэнерго России полагает целесообразным вернуться к обсуждению ряда предложений, направленных на совершенствование процедуры отбора мощности: • проведение долгосрочного конкурентного отбора на несколько лел •отказ от применения предельных уровней цены на мощность, при изменение ценообразования – в маржинальном ценообразовании не участвуют 20% самой дорогой генерации в ценовой зоне – ценовая срезка на уровне 80% предложения в ЦЗ • уменьшение объема мощности ГЭС, отбираемого на КОМ, – учет риска маловодного года, отбор только «гарантированной» мощности, оплата по факту поставки мощности ГЭС • исключение перекрестки по теплу из тарифа РД, цен вынужденных генераторов и самых дорогих Блок сети Перекрестное субсидирование в электроэнергетике Сравнение цен (тарифов) на э/э для групп потребителей 4,0 77% Сравнение темпов роста цен (тарифов) на э/э 80% 76% 74% 74% 73% 75% 3,0 70% 2,0 1,0 65% 1,7 2,2 1,8 2,5 1,9 2,5 14% 2,9 2,8 60% 2,2 2,0 10% 9% 12% 3% - 0% 2010 2011 2012 Фактическая цена на э/э для населения, руб/кВтч 2013 6% 5% 55% 1% 50% 2014 2011/2010 Фактическая цена на э/э для "прочих" потребителей, руб/кВтч 2012/2011 2013/2012 Темп роста цены на э/э для населения, % 2014/2013 Темп роста цены на э/э для "прочих" потребителей, % Отношение цены населения к цене для "прочих" потребителей, % Темпы роста перекрестного субсидирования в электроэнергетике 4,0 221 3,0 255 235 206 215 185 2,0 195 1,7 2,0 1,8 2,2 1,9 2,3 3,8 3,6 3,4 3,2 3,0 1,0 245 234 175 2,0 2,5 2,2 2,6 155 135 - 115 2010 2011 2012 2013 2014 Фактический платеж за э/э, руб/кВтч Тариф на э/э установленный, руб/кВтч Тариф на э/э экономически обоснованный, руб/кВтч Размер перекрестного субсидирования, млрд. руб. В целях решения проблемы перекрестного субсидирования приняты Федеральный закон от 06.11.2013 № 308-ФЗ Постановление Правительства РФ от 31.07.2014 № 750 Введено понятие перекрестное субсидирование, определены полномочия Установлена предельная величина перекрестного субсидирования 17 Прогноз социально-экономического развития РФ на 2015-2017 гг. Параметры прогноза социально-экономического развития РФ на 2015 год и плановый период 2016-2017 гг. 2015 2016 2017 Показатель 2014 МЭ Принят СЦЭР МЭ Принят СЦЭР МЭ Принят СЦЭР рост цен на оптовом 110,3109,3108,3 110,4 112,0 110-110,2 108,8 рынке, % 110,5 109,5 рост регулируемых 103,8 106,6 105,0 тарифов сетевых 104,8 103,8 106,6 105,1 (104,7*) (107,2*) (105,8*) организаций рост тарифов для 106,9108,5107,0108,1 106,4 107,5 106,0 населения, % 107,4 109,5 108,0 * С учетом роста на 2 % по субъектам РФ, в которых не решена проблема «последней мили» В целях достижения, заданного Стратегией ЭСК РФ, уровня ПС в размере 50 млрд руб. к 2022 г., необходимо начиная с 2015 г. обеспечить рост тарифов для населения на уровне 6,8 % в год сверх ИПЦ. В случае реализации варианта СЦЭР к 2017 году в условиях фиксации предельного уровня ПС (ППРФ-750) в размере 229 млрд руб. у ТСО образуются выпадающие доходы в размере порядка 39 млрд руб. 450 400 7 000 Перекрестка-Минэконом, млрд.руб тариф для населения-Минэконом, руб/МВтч экономически обоснованный тариф на э/э для населения, руб/МВтч Перекрестка-Минэнерго, млрд.руб тариф для населения-Минэнерго, руб/МВтч 350 300 4 058 4 236 4 419 4 613 4 797 4 965 5 129 5 288 5 442 5 589 6 012 6 139 6 261 5 923 5 798 5 671 5 535 5 392 5 248 5 103 4 952 5 734 5 877 6 387 6 050 6 000 5 000 4 505 3 803 4 091 4 000 250 3 709 3 347 3 010 200 2 709 150 2 151 2 151 2 436 2 289 2 461 2 608 2 723 2 832 2 931 3 028 3 122 3 212 3 299 3 385 3 469 3 549 3 624 3 696 3 770 3 000 2 000 100 1 000 245 245 263 241 264 227 269 209 281 188 292 162 302 130 312 93 322 50 331 50 340 51 349 51 358 51 366 51 373 51 381 50 389 50 50 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 18 - - Проблема «последней мили» Выпадающие доходы ТСО по ПМ и реализация мероприятий компенсационного характера за период 2014-2018 г.г. составят, млн. руб.: 18,502 Выпадающие доходы Некомпенсируемый остаток Меры компенсационного характера 12,478 Выпадающие=101 329 млн руб Компенсация=76 482 млн руб Остаток=37 370 млн руб 10,942 3,829 10,228 10,132 10,141 6,249 6,443 1,978 5,984 1,324 5,089 415 5,243 2,429 4,958 4,186 1,955 4,072 2,770 3,467 59 2,573 2,561 617 6,025 7,113 1 598 6 739 2 646 3 747 38 815 22 937 96 10,396 7,732 4,465 4,660 4,673 2,814 5,539 Эффект от реализации компенсационных мероприятий, млн рублей: Компенсация по ставке ПС – 38 815; Рост тарифов – 22 937; Оптимизация операционных и инвестиционных расходов – 2 646; Исключение моносетей – 3 747; Введение соцнормы – 1 598; Прочее (в т.ч. субсидии) – 6 739 2,231 1,301 3,408 3,040 3,961 1,088 70 3,682 864 3,391 Необходимо реализовать ряд дополнительных мер - применение бенчмаркинга при тарифном регулировании; - выравнивание тарифов для населения, проживающего в городе и на селе, использующих электро- и газовые плиты (пересмотр коэфф-та 0,7); - введение ценового и технологического аудита; - предоставление субсидий из бюджетов РФ. Выпадающие доходы от технологического присоединения льготных категорий заявителей Постановление Правительства РФ от 27.12.2004 № 861 Расходы на ТП заявителей до 15 кВт включаются в тариф на передачу э/э 1. Плата за ТП ЭПУ заявителей до 15 кВт составляет до 550 рублей. 2. Для заявителей от 15 до 150 кВт установлена отмена платы за ТП в части инвестиционной составляющей и возможность беспроцентной рассрочки в размере 95 % платы ТП на срок до 3 лет Постановление Правительства РФ от 29.12.2011 № 1178 Расходы на выплату процентов учитываются в тарифе на передачу э/э в размере ставки ЦБ РФ Размер выпадающих доходов от льготного ТП и размер компенсации*, млн рублей 16437 Выпадающие доходы Размер компенсации 12362 7853 3151 3115 2012 2013 4081 2014 Механизм решения проблемы Проект федерального закона «О внесении изменений в ФЗ «Об электроэнергетике» Постановление Правительства РФ от 12.10.2013 № 915 * оценочно, по данным ОАО «Российские сети» По решение заявителя или администрации региона в плату за ТП включается инвестиционная составляющая Осуществление льготного ТП не более 1 раза в течение 3-х лет 20 СПАСИБО ЗА ВНИМАНИЕ Обзор ситуации по внесению изменений в нормативные документы по инвестиционной деятельности субъектов электроэнергетики 22 1-й этап – Создание новой системы утверждения инвестиционных программ В Правительстве РФ проходит согласования проект постановления Правительства РФ «О внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации по вопросам утверждения и реализации инвестиционных программ субъектов электроэнергетики», включающий: Изменения постановления Правительства Российской Федерации от 01.12.2009 № 977 «Об инвестиционных программах субъектов электроэнергетики» (Критерии и правила утверждения инвестиционных программ и контроля за их реализацией) Изменения в стандарты раскрытия информации субъектами оптового и розничных рынков электрической энергии, утвержденные постановлением Правительства Российской Федерации от 21.01.2004 № 24 Изменения в Правила разработки и утверждения схем и программ перспективного развития электроэнергетики, утвержденные постановлением Правительства Российской Федерации от 17.10.2009 № 823 2-й этап – прочие акты, необходимые для функционирования системы 1. Акты Минэнерго России об утверждении скорректированной формы инвестиционной программы субъекта электроэнергетики и форм раскрытия информации субъектами оптового и розничных рынков электрической энергии. 2. Акты Минэнерго России об утверждении методических указаний по расчету количественных показателей инвестиционных программ сетевых организаций и порядка установления целевых показателей для целей формирования инвестиционных программ сетевых организаций. 3. Директивы Правительства Российской Федерации о проведении технологического и ценового аудита инвестиционных программ компаний с государственным участием 4. Утверждение Правительством Российской Федерации стандартов проведения технологического и ценового аудита инвестиционных программ 5. Утверждение регламентов работы раздела портала gosuslugi.ru для обеспечения возможности раскрытия на нем проектов ИПР