Теплоснабжение. ОАО «Фортум». Для бизнеса в России не мало проблем

Компания Fortum осуществляет основную деятельность в странах Северной Европы, России, Польше и регионе Балтийского моря. В будущем дополнительные возможности роста Fortum связывает с дальнейшей интеграцией европейских и быстро растущих азиатских энергетических рынков. В 2011 году объем продаж корпорации составил 6,2 млрд евро, операционная прибыль - 1,8 млрд евро. Численность персонала – около 10 800 человек. Акции Fortum котируются на фондовой бирже NASDAQ OMX Хельсинки. Центральный офис корпорации расположен в г. Эспоо, Финляндия.

Fortum является основным акционером ОАО «Фортум». Корпорации c 2008 года принадлежит более 90% акций ОАО «Фортум» (включая акции 100%-го дочернего общества ОАО «Фортум» - Уральской теплосетевой компании). В России Fortum владеет также ~ 25% акций ОАО «ТГК-1».

ОАО «Фортум» является территориальной генерирующей компанией. Производственные активы и деятельность компании сосредоточены на Урале и в Западной Сибири. Совокупная установленная мощность по электроэнергии составляет на данный период 3 404 МВт МВт, по тепловой энергии – более 12 161 Гкал/час. В результате реализации инвестиционной программы мощность по электроэнергии к концу 2014 года планируется увеличить до ~5 200 МВт. В компании работает около 4000 человек.

В бизнес-структуре корпорации Fortum активы ОАО «Фортум» и ОАО «ТГК-1» выделены в дивизион «Россия». В каждой стране свои условия для бизнеса, свои особенности, своя конечная эффективность.

Сравнение систем теплоснабжения в городах присутствия Fortum

Показатель	Эспоо (Финляндия)	Вроцлав (Польша)	Тюмень	Челябинск
Протяженность сетей, км.	781	483	520	1500
Объем сети, м3	59200	81 000	97 822	300 000
Объем утечки, м3/год	130 000		5 999 002	5 403 938
Сменяемость сетевой воды в тепловых сетях из-за утечек, раз в год	2		61	18
Стоимость для конечного потребителя, руб./Гкал	1 621,67	1 409,79	574,38	633,5
Среднее потребление, ГКал (включая ГВС, квартира 50 м2, январь 2009 г.)	0,89	0,92	2,68	2,47
Оплата за отопление и ГВС, руб. (квартира 50 м2, январь 2009 г.)	1 443,3	1 298,2	1 539,3	1 562,1

Одно из основных направлений деятельности компании в России - масштабные инвестиции в энергетику. Общий объем инвестиций более 2,5 миллиардов Евро. В настоящее время компания осуществляет свою деятельность в Челябинске, Тюмени, Нянгани, Тобольске. Данные о деятельности компании представлены в иллюстрации.

Успешная реализация инвестиционной программы позволила ОАО "Фортум" увеличить установленную мощность по электроэнергии до 5100 МВт ( или на 85% по сравнению с 2007 годом) и достигнуть поставленных финансовых целей: сформировать в дивизионе «Россия» положительную добавленную стоимость и увеличить операционную прибыль к 2015 году до уровня 500 млн. евро.

Самые масштабные проекты осуществляются в Челябинске, где компания сориентирована на поставку тепловой и электрической энергии. Именно на примере Челябинска можно делать заключения и сопоставления.

Сравнение систем теплоснабжения Челябинска и Эспоо (Финляндия)

Система теплоснабжения в Челябинске в 3 раза менее эффективная, чем в Эспоо

• При пересчете на среднедушевой доход российские потребители платят за тепло в 6 раз больше, чем в Финляндии!

Теплоснабжение. Старение генерирующих активов

При отсутствии модернизации к 2020 году средний срок службы оборудования ТЭС в России увеличится с 33 до 38 лет, даже с учетом новых вводов по договорам предоставления мощности (ДПМ). В ряде случаев износ становится весьма опасным для обеспечения необходимой надежности теплоснабжения. Обновление оборудования крайне необходимо, при этом модернизация устаревшего неэффективного оборудования должна быть направлена на повышение КПД станций.

В настоящее время принят или одобрен ряд документов по развитию отрасли, предусматривающий большой объем инвестиций:

• Энергостратегия России до 2030 г ~2 трлн. долл.
• Генсхема размещения объектов электроэнергетики до 2030 г. ~20 трлн. руб.
• Схема и программа развития ЕЭС до 2017 г. ~3,8 трлн. руб.
• Программа модернизации электроэнергетики до 2020 года ~8 трлн. руб.

Существует необходимость дальнейшей модернизации. Планируемые долгосрочные документы разработаны на основании заявок компаний, во многом базируются на старых принципах построения электроэнергетики и не учитывают макроэкономических эффектов. Указанные немаленькие суммы могут лечь на плечи потребителя, поскольку имеются проблемы инвестиционной привлекательности.

Проблемы снижающие инвестиционную привлекательность электроэнергетики

К сожалению, противоречивые решения, которые принимаются государственными органами, создают состояние неопределенности на рынке, зачастую эти решения не только противоречат законам рынка, но и противоречат друг другу, что буквально распугивает инвесторов. Краткий перечень возникающих в связи с этим проблем:

1. Отсутствие целостной модели развития электроэнергетики России, учитывающей новейшие мировые тенденции и разработки;

2. Принятие решений, противоречащих объективным требованиям развития отрасли. Фрагментарное государственное управление. Отсутствие эффективных механизмов долгосрочного развития;

3. Избыточная и деструктивная роль государства в регулировании рынка. Проведение политики, направленной на увеличении доходности от продажи газа при снижении доходности электроэнергетики и коммунального хозяйства. Отсутствие предсказуемости , стабильности, прозрачности.

4. Отсутствие единого регулятора в теплоэнергетике;

5. Нарушение сроков принятия нормативных правовых актов (НПА) к 190 ФЗ;

6. Регуляторные нарушения со стороны ФСТ и региональных регуляторов;

7. Отсутствие стимулов развитие когенерации,

8. Отсутствие стимулов для энергосбережения и повышения энергоэффективности

При этом решения 2010-2012 гг. противоречат объективным требованиям развития отрасли! Краткий перечень возникших проблем с комментариями:

1. Изменение порядка оплаты мощности электростанций. Переход на оплату средней за год располагаемой мощности вместо максимальной располагаемой.
2. Установление предельной цены на мощность практически по всем зонам свободного перетока;
3. Изменение правил регулирования цен на мощность после запуска конкурса по отбору мощности (КОМ) (отказ от индексации цен на мощность в 2011 году, учет прибыли от электроэнергии всей генерирующей компании при установлении тарифов для вынужденной генерации);
4. Ужесточение требований к минимальным техническим требованиям участия в рынке мощности с 2012 года;
5. Изменение правил определения объема ценопринимания на величину технологического минимума;
6. Ограничение по оплате мощности не выше установленной (хотя электростанции могут нести большую нагрузку);

Изменение порядка оплаты мощности электростанций. Переход на оплату средней за год располагаемой мощности, вместо максимальной располагаемой

Летом ТЭЦ в конденсационном цикле, как правило, не могут использовать установленную электрическую мощность в полном объеме, не достаточно градирен. Поэтому за счет «провала» летних месяцев при подсчете средней располагаемой мощности теряется около 10- 50 % мощности

Установление предельной цены на мощность практически по всем зонам свободного перетока;

Рынок поделен на 29 зон свободного перетока (ЗСП). В каждой зоне своя цена и прайс кэп, (ограничение платы за мощность сверх), устанавливаемая государством до проведения КОМ.

Не знать цену рынка на сутки вперед (РСВ) – это коммерческие риски - их можно прогнозировать.

Не знать предельную цену КОМ ( прайс кэп)- регуляторные риски, прогнозировать действия государства на перспективу сложно.

Мы предлагали отменить прайс кэп и укрупнить ЗСП, это даст конкуренцию и формирование рыночной цены.

Изменение правил регулирования цен на мощность после запуска КОМ (отказ от индексации цен на мощность в 2011 году, учет прибыли от электроэнергии всей генерирующей компании при установлении тарифов для вынужденной генерации);

Регуляторные решения были приняты в конце 2011. Сдерживали цены естественных монополий. Постановлением Правительства №1178 индексацию цен на мощность сместили на полгода.

При установлении тарифов вынужденного режима для электростанций регулятором считалось, что станция должна работать без убытка и без прибыли. То есть рассчитывалась прибыль на рынке электроэнергии и она вычиталась из платы за мощность. А сняли не с одной станции, а с мощности всей компании. Таким образом за счет прибыли эффективных станций оплачиваются решения государства за сохранение работы станции в вынужденном режиме.

Ужесточение требований к минимальным техническим требованиям участия в рынке мощности с 2012 года;

Были убраны с рынка станции, по возрастным требованиям, хотя их ресурс выработан не был. Эти станции, как правило, не эффективны, но могли быть модернизированы. Переход в вынужденный режим на всего на 2 года не позволяет модернизировать их.

Изменение правил определения объема ценопринимания на величину технологического минимума;

Снизили цены, за счет сужения рынка, увеличив объемы электроэнергии продаваемой по ценоприниманию (заявка по нулевой цене).

(Огромный объем электроэнергии не имеет возможности влиять на цену. В отдельные часы суток станции заставляют производить энергию фактически бесплатно.)

Ограничение по оплате мощности не выше установленной (хотя электростанции могут нести большую нагрузку)

Станции могут вырабатывать большую нагрузку, но вышло Постановление Правительства в соответствии с которым нам перестали оплачивать фактически поставляемую мощность, а только установленную ( зарегистрированную).

Избыточная роль государства в регулировании рынка

С момента начала реформы, основной инвестор в отрасль-государство ( на 80 %). Значит или цели реформы или методы были ошибочны.

Наблюдательный Совет НП «Совет Рынка» к настоящему моменту утратил совещательный характер и фактически стал еще одним органом государственного регулирования

Из 22 голосов только 4 принадлежат независимым участникам рынка.

80% голосов принадлежит государству или зависимым от государства участникам и инфраструктурным организациям.

Сложилась ситуация, когда изменение регламентов рынка, в соответствии с объективными потребностями участников рынка без согласия государства невозможно. Но, как говорилось выше, действия государства часто не последовательны, и хуже того, не предсказуемы.

Теплоснабжение в России. Ключевые проблемы

1. 1. Отсутствие регулятора в теплоэнергетике. На сегодняшний день функциями регулятора наделены:

• Министерство энергетики;
• Министерство регионального развития;
• Министерство экономического развития;
• Федеральная служба по тарифам;

2. Нарушение сроков принятия нормативных правовых актов (НПА) к 190 ФЗ

• Сроки принятия НПА к федеральному закону (Распоряжение Правительства РФ от 30.10.2010 №2485-р), не соблюдены.
• Порядок выхода НПА непонятен.

3. Непредсказуемость и бесконтрольность тарифного регулирования:

• В ФЗ-190 в системе тарифов сохраняется понятие «предельных тарифов», рассчитываемых ФСТ РФ ежегодно по неизвестной методологии, что означает отсутствие долгосрочных «правил игры»;
• На законодательном уровне отсутствует финансовая ответственность регулятора за некорректные тарифные решения;
• Отсутствует адекватный механизм оспаривания тарифных решений (разногласия с регуляторами рассматриваются самими регуляторами).

Необходимы изменения в 190-ФЗ «О теплоснабжении»

4. Наличие регуляторных нарушений со стороны ФСТ РФ и региональных регуляторов

• Перекрестное субсидирование между теплом и электроэнергией;
• Перекрестное субсидирование между группами потребителей;

Как убедить инвесторов в эффективности новых НПА, если регуляторы согласованно нарушают действующие?

5. Отсутствие стимулов для развития когенерации:

• Инвестор не заинтересован в развитии когенерации - рынок тепловой энергии является малопривлекательным;
• Муниципалитеты и регионы не заинтересованы в развитии когенерации, и активно строят котельные, т.к. не видят макроэкономического эффект от экономии топлива;
• Полномочия по разработке схем теплоснабжения закреплены за муниципалитетами;
• Вывод: существующая законодательная база напрямую способствует дальнейшей «котельнизации» страны и повышению энергоемкости ВВП.

Положение 190-ФЗ «О теплоснабжении» о приоритетности комбинированной выработки на практике не работает.

Необходимы работающие механизмы поддержки развития когенерации: законодательный запрет на строительство котельных в крупных узлах теплопотребления.

6. Отсутствие коммерческого учета, отсутствие стимулов для энергосбережения:

• Необходимо полностью отказаться от нормативного определения объема потребленных коммунальных ресурсов;
• Обеспечить установку приборов учета на всех звеньях теплоснабжения
• Жесткие санкции за отсутствие приборов учета, за порчу, недопуск к установке прибора, отказ от установки;
• Обязательное сохранение в тарифах экономии от энергосберегающих мероприятий на срок их окупаемости (не более 10 лет).

Учет – ключ к решению многих проблем коммунальной энергетики РФ (снижение потерь, энергосбережение)

Для реализации предложений нужны изменения в:

1. Жилищный Кодекс РФ;
2. 190-ФЗ «О теплоснабжении»;
3. Постановление Правительства РФ от 23.05.2006 № 306 «Об утверждении правил установления и определения нормативов потребления коммунальных услуг».

7. Проблемы с определением единой теплоснабжающей организации

• ЕТО – концептуальное понятие 190 –ФЗ «О теплоснабжении»;
• ЕТО – ключевой элемент системы теплоснабжения (единый закупщик, единый гарантирующий поставщик, единый диспетчерский центр, единый тарифный «котел»;
• Утверждается на основе схемы теплоснабжения;
• Схемы теплоснабжения разрабатываются органами местного самоуправления;
• На текущий момент для городов численностью свыше 500 тыс. человек не разработана ни одна схема, по городам численностью менее 500 тыс. человек - разработано 6% схем;
• Законодательный срок – 31.12.2011 сорван во ВСЕХ субъектах федерации.

Необходимо установить в ФЗ-190 «О теплоснабжении» процедуру определения ЕТО до утверждения схемы теплоснабжения, уполномоченным на то органом

Предложения по основным направления развития законодательства в тепловой электроэнергетике

Определить Федеральный орган исполнительной власти, ответственный за регулирование теплоэнергетики, включая вопросы технического состояния, инвестиционной привлекательности отрасли, качества и стоимости услуг (с населением 500 тыс. и выше);

Принятие комплекса антидискриминационных мер по отношению к ТЭЦ на оптовом рынке электроэнергии (оплата мощности без срезки по установленной, изменение мин. технических требований коммерческого отбора мощности, отказ от пересмотра параметров ДПМ);

Усиление роли участников рынка, не зависимых от государства, в Наблюдательном Совете НП «Совет Рынка»;

Утвердить четкий план формирования нормативной правовой базы регулирования тепловой энергетики, позволяющая реализовать намеченные планы развития электроэнергетики;

Введение внешнего, в том числе общественного контроля за деятельностью регуляторов (ФСТ, региональные органы регулирования) – все решения и расчеты регуляторов, в том числе по предельным уровням тарифов, должны публиковаться; разногласия должны решаться не самими регуляторами, а в независимой структуре).

Заменить систему ежегодно пересматриваемых предельных уровней тарифов на долгосрочное установление тарифов (сроки регулирования должны соответствовать срокам реализации крупных инвестпроектов - не менее 7-10 лет с ежегодной корректировкой только на «ошибку прогноза»). Ввести механизм гарантирования инвестиций - пересмотр тарифов в сторону снижения должен сопровождаться возмещением инвестору соответствующих средств;

При регулировании тарифов использовать методологию «альтернативного источника теплоснабжения» - расчетная стоимость альтернативного теплоснабжения потребителей от наиболее эффективного источника, являющаяся естественным ограничителем тарифов на тепло;

Активизировать отказ от нормативов потребление коммунальных услуг и переход на полный коммерческий учет потребления – ввести в законодательство существенные экономические санкции за безучетное потребление и отсутствие/порчу приборов учета;

Предусмотреть законодательный механизм сохранения в регулируесмых тарифах экономии от энергосберегающих мероприятий на срок их окупаемости (не более 10 лет).

В условиях физического и морального износа инфраструктуры теплоснабжения городов,

основной вопрос, на который мы с Вами должны ответить:

Кто должен взять на себя ответственность и финансовые риски модернизации важнейшей отрасли?

Мы ответственно относимся к людям и обществу

Корпоративная ответственность

- Уплата налогов;

- Создание рабочих мест;

- Обеспечение материального благополучия сотрудников;

- Охрана труда и здоровья сотрудников;

- Программа ForCARE для улучшение условий труда;

- Инвестиции в развитие и обучение своих сотрудников.

Взаимоотношения со стейкхолдерами

- Содействие развитию местных сообществ: поддержка детского спорта, медицины, образовательных и культурных программ;

- Ответственность перед потребителями товаров и услуг - надежное энергоснабжение;

- Экспертиза: на нас лежит ответственность предоставлять информацию и мнение по вопросам развития энергетики, делиться опытом государственными, принимающими решения в энергетике.

Предоставление услуг по ценам ниже себестоимости не может быть социальной ответственностью. Такая политика приводит к упадку энергетической инфраструктуры. Обновление основных фондов остается недофинансированным, что влияет на надежность энергоснабжение.

Текущее состояние системы теплоснабжения г. Челябинска

• Один из самых низких в стране тарифов на тепло с коллекторов ТЭЦ ( 410 руб за Гкал)

Причины:

• перекрестное субсидирование между тепловой энергией и электрической мощностью - 763 млн. руб. в 2012 году
• перекрестное субсидирование в группах потребителей – 550 млн.руб. Тариф для коммерческого сектора на 59% выше тарифа для населения.

Результат регулирования :

• неконкурентоспособность Челябинских ТЭЦ на рынке мощности (цена мощности с «перекресткой» значительно выше цены КОМ),
• доля полезного отпуска населению и бюджетным потребителям в промышленном Челябинске составляет около 80% - все значимые промышленные потребители построили собственные котельные!
• Снижение тепловой нагрузки Челябинских ТЭЦ - 600 Гкал/час, замещение когенерации неэффективными котельными

Модельные расчеты динамики платежей граждан при реализации энергоэффективного сценария развития теплоэнергетики на основе когенерации в крупном городе

«Инерционный»: рост экономически обоснованных тарифов на ТЭ в соответствии с прогнозом МЭР до 2030 года при условии устранения «перекрестки» в 2012 году

«Энергоэффективный»: прогноз платежа
при повышении энергоэффективности всеми участниками системы теплоснабжения

	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019	2020	2021	2022	2023	2024	2025	2026
Рост платежа по индексам МЭР	112%	111%	111%	111%	111%	111%	110%	109%	110%	109%	109%	108%	107%	107%
Энергоэффективный	120%	119%	115%	109%	108%	106%	106%	107%	103%	104%	101%	102%	102%	102%

* Энергоэффективный сценарий: расчетные значения платежа, предполагает ликвидацию всех видов перекрестного субсидирования до 2016 года

Справочно: темпы роста тарифов для населения:

	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019	2020	2021	2022	2023	2024	2025
Темпы роста тарифов по пилотному проекту	120%	120%	120%	116%	114%	110%	111%	110%	106%	108%	105%	106%	105%
Темпы роста тарифов МЭР	112%	111%	111%	111%	111%	111%	110%	109%	110%	109%	109%	108%	107%