ЗАО «Комплексные энергетические системы»: опыт развития бизнеса в регионе

1. ЗАО «Комплексные энергетические системы»: опыт развития бизнеса в регионе История и перспективы взаимодействия с органами власти в интересах социально-экономического развития в Пермском крае Первый заместитель директора Пермского филиалаЗАО «КЭС» «Генерация Урала» по экономике и финансамНижанковский Р.В. 1

2. Предпосылки и этапы построения взаимоотношений в регионе 2

3. Пермский край. Краткая характеристика • Общие данные: • Федеральный округ: Приволжский • Экономический район: Уральский • Доля валового регионального продукта в ВВП РФ – 2%(12 место среди субъектов РФ) • Площадь территории: 160,6 тыс. кв. км • Численность населения: 2 428, 4 тыс. чел. (77,7% городское население) • Краевой центр: Пермь (население - 1 002, 5 тыс. чел.) • Другие крупные города: Березники, Соликамск, Чайковский, Лысьва, Краснокамск, Кунгур, Чусовой, Губаха, Кизел • Сырьевые ресурсы: • нефть, газ, уголь, калийно-магниевые соли, поваренная соль, хромиты. • Основные отрасли промышленности: • машиностроение, металлообработка, угледобыча, нефтегазодобыча, химическая, нефтехимическая, лесная, целлюлозно-бумажная • Крупнейшие предприятия: • НК «ЛУКОЙЛ», ОАО «Авиадвигатель», ОАО «Ависма», ОАО«Азот», ОАО «Инкар», АК «Лысьвенский металлургический завод», ГП «Пермский завод Машиностроитель», ГП НПО им. С.М.Кирова, ОАО «Нытва», ОАО «Пермские лесопромышленники», ОАО «Пермские моторы», ОАО «Пермский завод горно-шахтного машиностроения», ГП НПО «Точмаш», ОАО «Уралалмаз», ФУГП «Соликамский завод Урал», ОАО «Специального машиностроения и металлургии Мотовилихинские заводы» • Темп роста промышленного производства в Пермском крае, %: 3

4. Этапы вхождения ЗАО «КЭС» в «большую» региональную энергетике • 2003 г., контроль над ≈ 24% акций ОАО «Пермэнерго»; • 01.04.2005 Контроль над ≈ 30% акций ОАО«Пермэнергосбыт»; • 28.12.2007, контроль над ≈ 50% ОАО «ТГК-9» за счёт приобретения акций у ОАО РАО «ЕЭС России»; • 29.01.2008, контроль над ≈ 75% ОАО «ТГК-9» за счёт покупки акций, размещаемых путем открытой подписки; 4

5. Факторы, учитываемые при принятии решения о присутствии компании в Пермском крае: • Высокий уровень социально-экономического развития региона и его отдельных территорий; • Положительная динамика спроса на тепловую и электрическую энергию; • Удовлетворительное техническое состояние основных фондов электроэнергетики; • Удовлетворительное финансово-экономическое состояние энергетических активов, наличие ликвидной дебиторской задолженности предприятий, приемлемая острота проблемы перекрёстного субсидирования; • Наличие инвестиционных программ в субъекте федерации, наличие в программе инструментов стимулирования инвестиционной активности, льгот и преференций для потенциальных инвесторов; • Заинтересованное отношение органов власти к проблемам в энергетической отрасли, способность к партнерству и выполнение достигнутых договоренностей. 5

6. Березники Березниковская ТЭЦ-2 Березниковская ТЭЦ-4 Березниковская ТЭЦ-10 Производственные энергетические активы КЭС на территории Пермского края: Производственные энергетические активы КЭС в Пермском крае: 1 359 МВт,6 806 Гкал/час, 6747 млн.кВтч в год, 13900 тыс.Гкал в год. Березниковский узел: 236 МВт, 1559 Гкал/час Березники Березниковская ТЭЦ-2 Березниковская ТЭЦ-4 Березниковская ТЭЦ-10 Губаха Кизеловская ГРЭС-3 Широковская ГЭС-4 Пермско-закамский узел: 904 МВт, 4782 Гкал/час Краснокамск Закамская ТЭЦ-5 Пермь Пермская ТЭЦ-6 Пермская ТЭЦ-9 Пермская ТЭЦ-13 Пермская ТЭЦ-14 Пермские тепловыесети Чайковский узел: 220 МВт, 466 Гкал/час Чайковский Чайковская ТЭЦ-18 6

7. Проекты, реализуемые совместно с администрациейПермского края • Инвестиции в развитие энергетических объектов; • Ликвидация последствий авариив г. Березники; • Федеральная целевая программа «Жилище»; 7

8. Программа развития энергетических объектов Пермского края: • C июня 2003 г. по ноябрь 2005 г., ОАО «Пермэнерго» (в дальнейшем ОАО «ТГК-9») и Администрацией Пермского края согласована Программа строительства, технического перевооружения и реконструкции энергетических объектов на 2003-2008 гг. • Реализация программы на ½ проводилась за счёт экономического эффекта от эксплуатации гидроагрегатов ОАО«Камская ГЭС» и ОАО«Воткинская ГЭС», находящихся в аренде ОАО «Пермэнерго», позднее у ОАО«ТГК-9» и на ½ за счёттарифных решений Администрации Пермского края, согласованных ФСТ России. Инвестиционная составляющая за период с 2003 по 2007 гг., составила 4 млрд.843 млн.руб. • На сегодняшний момент освоение средств по согласованным инвестиционным проектам составляет 5млрд.928млн.руб. • За этот период введено 195 МВт электрической мощности; 8

9. Проекты согласованной Инвестиционной программы по развитию энергетики в Пермском крае: млн. руб. 9

10. Плюсы региона и потребителей теплоэнергии от реализации согласованной инвестиционной программы Реализация указанных проектов позволяет ОАО «ТГК-9» при существующем росте тарифа на тепло инвестировать дополнительные средства, полученные в виде эффекта от улучшения технико-экономических показателей работы станций, в техническое перевооружение и реконструкцию (надежность) энергетических объектов региона. Положительный экономический эффект по завершенным проектам составляет 192 млн.руб.вгод. 10

11. Проект реконструкции Пермской ТЭЦ-6 • Установленная мощность ТЭЦ-6: • до реконструкции: 57 МВт, 645 Гкал/ч; • после реконструкции 177 МВт, 850 Гкал/ч. ТЭЦ-6 расположена в центре Перми. Обеспечивает теплом порядка 70% населения центральных районов города. К настоящему моменту оборудование Пермской ТЭЦ-6 морально и физически устарело. Начиная с 90-х годов, на основном и вспомогательном оборудовании станции постоянно выявляются дефекты, связанные с его длительной эксплуатацией. Уже в настоящее время резервы тепловой мощности ТЭЦ-6 исчерпаны. Дефицит теплогенерирующей мощности составляет 62Гкал/час и вырастет в ближайшие 3-4 года до 150…200 Гкал/час . 11

12. Проект реконструкции Пермской ТЭЦ-6: крупнейшая стройка в регионе Общая стоимость проекта 6816 млн.руб. и включает в себя установку ПГУ (3 820 млн. руб.) и затраты на реконструкцию энергетической инфраструктуры вокруг основной площадки ТЭЦ (2 996 млн.руб.). Средства, учтённые в тарифах на 2007 г., в связи с корректировкой сроков проектных и строительных работ используются в 2008 году в соответствии с договором, заключенным между ОАО «ТГК-9» и Siemens Industrial Turbomachinery AB в 2007 году, предусматривающим оплату авансовых платежей на поставку оборудования . Затраты на реконструкцию ТЭЦ-6 в соответствии с Прогнозной инвестиционной программой ОАО«ТГК-9», согласованной с Администрацией Пермского края, составят в 2009 году 4 078 млн.руб. Заявка для включения в тариф ОАО «ТГК-9» на 2009 год, согласованная с администрацией Пермского края (в объёме дефицита средств на финансирование реконструкции площадки и инфраструктуры для размещения ПГУ) - 1 143 млн. руб. 12

13. Ликвидация последствий техногенной аварии в г.Березники • - Октябрь, 2006 года – затопление рудника №1 ОАО «Уралкалий»; • 28 июля 2007 года – провал грунта над карстовой полостью в близи от Березниковской ТЭЦ-10; • Нахождение ТЭЦ-10 в границах опасной зоны ускоренных оседаний земной поверхности; • Опасность отключения теплоснабжения западной части города (40 тыс. человек) Мероприятия по недопущению негативных последствий аварии, реализуемые КЭС : • - Строительство магистральной тепловой сети и перенос нагрузки ТЭЦ-10 на ТЭЦ-4; • Строительство бойлерной установки и реконструкция котлов на ТЭЦ-4; • Вынос сооружений из зоны строительства железной дороги по территории ТЭЦ-10; • Строительство реверсивной насосной станции; • Строительство нового Камского водовода; • Реконструкция турбины, водоподготовки и мазутного хозяйства ТЭЦ-4. 13

14. Ликвидация последствий техногенной аварии в г.Березники Суммарные затраты на ликвидацию последствий техногенной аварии в г.Березники составляют 2 699 млн. руб.; • В составе тарифов на 2008 год получена инвестиционная составляющая в объеме1 049 млн. руб., в т.ч.: • 910 млн. руб. – в составе тарифа на электроэнергию; • 139 млн. руб. – в составе тарифа на тепло. Инвестиционные затраты на реализацию указанных мероприятий не окупаются, не приводят к повышению эффективности деятельности компании и могут быть компенсированы только в случае их целевого включения в тарифы на энергию, либо дотаций из других источников Заявка для включения в тариф ОАО «ТГК-9» на 2009 год, согласованная с администрацией Пермского края (в объёме дефицита средств на ликвидацию последствий техногенной аварии ) - 1 650 млн. руб. 14

15. Проекты КЭС по развитию энергетики в Пермском крае. Федеральная целевая программа «Жилище»: • Обеспечение теплоснабжения перспективной застройки в г. Перми, строительство теплосетей общей протяженностью свыше 30 км и реконструкция энергетического оборудования; • Инвестиционные затраты за 2008 – 2010 гг. 3841 млн.руб; • Ввод жилья по проекту до 2010 г. – 2435 тыс.кв.метров; В 2008 году инвестиционные проекты ОАО «ТГК-9» успешно прошли отбор на предоставление субсидий по уплате процентов по целевым кредитам в рамках подпрограммы «Обеспечение земельных участков коммунальной инфраструктурой в целях жилищного строительства» Федеральной целевой программы «Жилище» на 2002-2010 гг. Возмещение затрат на уплату процентов по плану за период осуществления инвестиций составляет: 561 млн.руб. 15

16. Предложения и перспективы взаимодействия 16

17. Перспективные совместные проекты КЭС и Администрации Пермского края для развития энергетики региона: • Установление долгосрочных тарифов на тепловую энергию (на срок не менее 5 лет); • Применение при расчётах с потребителями двухставочных тарифов за тепловую энергию; • Исключение взаимного субсидирования районов (узлов) теплоснабжения и потребителей при регулировании тепловой энергии; • Установление платы за подключение к системе централизованного теплоснабженияв г.Перми; 17

18. Перспективные совместные проекты КЭС и Администрации Пермского края, для развития энергетики региона (продолжение): • Дерегулирование тарифов на тепловую энергию в секторе крупных промышленных потребителей; • Создание благоприятных условий для инвестиций и энергетического строительства объектов системы централизованного теплоснабжения; 18

19. Установление долгосрочных тарифов на тепловую энергию на срок 5 и более лет • Короткий период регулирования в инфраструктуре не • позволяет запустить механизмы долгосрочного • инвестирования и «убивает» мотивацию на экономию • издержек; • Минимальный срок регулирования, когда база и • принципы не могут меняться – 5 лет (3 года • недостаточно); • Принципиальным является юридическая и • административная устойчивость принятого решения • о долгосрочном регулировании 19

20. Применение двухставочных тарифов на тепловую энергию: ставка за мощность – постоянные затраты и инвестиции, ставка за энергию – переменные затраты • Модель двухставочного тарифа целесообразна: • В тепловых узлах с высокой конкуренцией с альтернативными источниками • При развитой сетевой инфраструктуре и запасе тепловой мощности • При росте нагрузок и необходимости в расширении мощностей • Структура двухставочного тарифа • Тариф за подключенную мощность (Гкал/час) • Тариф за потребленную тепловую энергию (Гкал) • Это стимулирует потребителей на то, чтобы остаться в действующей системе • теплоснабжения – каждая Гкал обходится дешевле, и снизить заявку на новую • заявленную тепловую мощность – поскольку за неё придется постоянно платить • В целях дополнительного стимулирования энергосбережения (там где доля подпитки • сети высока) целесообразно вводить дополнительную плату за теплоноситель (воду) – • это стимулирует сокращение потерь не только, собственно, тепловой энергии, но и его • физического носителя – воды • Введение двухставочного тарифа целесообразно осуществлять отдельно по каждому • тепловому узлу на уровне субъекта РФ. 20

21. Исключение взаимного (перекрёстного) субсидирования между группами потребителей в тепловой энергии и регионами (узлами) теплоснабжения • До сегодняшнего дня не устранена практика межузлового • перекрестного субсидирования, когда низкие тарифы в одном • тепловом узле обеспечиваются более высокими тарифами в • другом тепловом узле, применяются, как правило, для • крупных субъектов, работающих одновременно в нескольких • тепловых узлах (ТГК и крупные операторы); • Устранение скрытого субсидирования необходимо для измерения реальной эффективности конкретной генерирующей мощности для компании, а также для истинной картины социально-экономической нагрузки в тепловом узле или на потребителя, с точки зрения региона. 21

22. Плата за подключение к новым объектам промышленной и городской жилищной инфраструктуры в г.Пермь Альтернативой роста тарифов на тепловую энергию для инвестиций в новые тепловые сети и объекты инфраструктуры является ПЛАТА ЗА ПРИСОЕДИНЕНИЕ К ТЕПЛОВЫМ СЕТЯМ Федеральный закон № 210-ФЗ от 30.12.04 «Об основах регулирования тарифов организаций коммунального комплекса» определяет и регламентируетпроцесс формирования и утвержденияфинансового источника для развития системкоммунальной инфраструктуры. Основание • В соответствии с законом ,установление платы за присоединение к тепловым относится к компетенции органов местного самоуправления. Утверждению платы за присоединение предшествуют: • Разработка Администрацией города технического задания; • Разработка и утверждение комплексной инвестиционной программы тепловой сети города (срок для г.Пермь – 2010 год.); • Общественные слушания; • Думские слушания и принятие решения; • Мониторинг выполнения программысо стороны администрации города; Как ? Реализовано в г. Екатеринбурге Сколько ? По оценкам компании в 2008 г. не более 1,5-2% от рыночной стоимости 1 кв.м. жилья 22

23. Дерегулирование в секторе крупных промышленных потребителей тепловой энергии, при условии долгосрочного, регистрируемого регулятором, контракта на поставку/потребление тепла • Крупные системы теплоснабжения связаны с промышленным потребителем, обеспечивающим общую устойчивость всей системы и базовую нагрузку (как правило, такие потребители «сидят» на коллекторах ТЭЦ); • Целесообразно отменить государственное регулирование при поставке тепла крупным промышленным потребителям – переход в дерегулирование должен осуществляться при заключении долгосрочного контракта на поставку тепловой энергии (согласие продавца и покупателя); • При этом, учёт экономических выгод по этому контракту не учитывается при формировании тарифных решений в регулируемом сегменте (сложности с реализацией подобного положения могут возникнуть у системы Затраты+); • Решение о переходе на прямой нерегулируемый контракт принимает регулятор по совместному обращению продавца и покупателя тепловой энергии; • На следующем этапе возможно расширение нерегулируемых прямых договоров на коммерческий сегмент средних и малых потребителей 23

24. Создание благоприятных экономических условий для развития теплоэнергетики региона • Создание льготных налоговых условий для предприятий, реализующих крупные инвестиционные проекты в сфере ЖКХ; помощь от администрации в получении землеотводов на новое строительство  приближение сроков окупаемости к экономически-оправданным. • При формировании и исполнении балансов выработки тепловой энергии – приоритет когенерационным источникам. При наличии нескольких источников когенерации и возможности распределения нагрузки – приоритет по технико-экономическим показателям экономия топлива, увеличение эффективности. • Поднятие нормативов безучётного теплопотребления до уровня, соответствующего максимально неэффективному теплопотреблению в узле и существенно выше реального среднего уровня теплопотребления, с одновременным утверждением инвест.программ по установке приборов учёта. стимулирование энергосбережения. 24