2014 09-05 монопольное положение финал

1. Монопольное положение
поставщиков тепла как
преимущество для потребителей
Группа компаний СГК
2014

2. Возможности и реальность
 Тариф альтернативной котельной - работа на бесконечном
горизонте
 Существующие тарифы (реальные) рассчитаны только на покрытие
операционных расходов в текущем периоде. Нет восстановления
Постепенное выбытие фондов.
2
1,728.5
734.7
317.4
1,052.1
2000
1800
1600
1400
1200
1000
800
600
400
200
0
Тариф альтернативной
котельной
Тариф с коллекторов Передача Тариф для конечного
потребителя

3. Составные реального тарифа
2500
2000
1500
1000
500
Рост тарифа более чем в 2,5 раза в случае постепенного выбытия ТЭЦ и замены
их котельными
3
734.7
570.7
1,555.3
2,093.9
1,740.8
2,210.8
0
реальный тариф с
коллекторов
тариф ТЭЦ тариф угольных
котельных
тариф
электрокотельных
тариф газовых
котельны
тариф мазутных
котельных

4. Достаточный для покрытия операционных затрат тариф на теплоэнергию
в условиях действующего рынка электрической энергии и мощности
4
Операционная эффективность ТЭЦ
и котельных на рынке теплоэнергии
Тариф альтернативной котельной
включает капитальные затраты, и
поэтому позволяет функционировать
станции на долгосрочном горизонте
(теоретически – бесконечно).
Тариф альт. котельной за вычетом затрат на передачу
% от тарифа альт. кот. без передачи
% от проектной нагрузки ТЭЦ-2
Проектные нагрузки

5. Преимущества и недостатки монополии
Плюсы:
 Возможность максимально использовать эффект от масштаба
производства, что приводит к снижению издержек на
производство единицы продукции,
 Наличие целостной системы источников и сетей, для которой
необходима координация из единого центра,
 Возможность мобилизации значительных финансовых ресурсов,
 Возможность следования единым стандартам
 Искушение переложить издержки на конечного
потребителя (рост цен),
 Возможность экономить за счет снижения
качества предоставляемых услуг
Минусы:
Предельные
индексы
5
Качество
нормируется
Издержки монополии отсутствуют при текущем законодательстве?

6. Антимонопольная система
1. Схемы теплоснабжения в большинстве городов не утверждены.
Нет правовых оснований для замещения неэффективных
источников.
2. У потребителя есть право расторгнуть договор с ЕТО и заключить
его с любой другой РСО (808 ПП РФ).
3. Даже если есть основание для замещения, то нет реального
механизма перевода потребителя на эффективный источник.
4. Предлагается тариф на мощность для котельных до перехода на
тариф АК.
Осуществляется поддержка неэффективных производителей.
Ст.3 Закона о теплоснабжении:
ПРИОРИТЕТ КОМБИНИРОВАННОЙ ВЫРАБОТКИ
Не работающий принцип
6

7. Динамика замещения эффективной генерации менее эффективной
Отпуск тепла и электроэнергии от ТЭЦ в России
Динамика отпуска тепла и КИТ по Группе СГК
Коэффициент использования топлива
(КИТ) определяет эффективность
преобразования внутренней энергии
топлива в электрическую и тепловую
7
80000
70000
60000
50000
40000
30000
20000
10000
0
900
800
700
600
500
400
300
200
100
0
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
количество котельных, шт.
млрд. кВтч
Отпуск электроэнергии от ТЭЦ
Отпуск теплоэнергии от ТЭЦ
Отпуск тепла от ТЭС сократился в 1,5 раза.
Причина: избыточное строительство новых
котельных региональным властями
и застройщиками
C 2007 СГК была вынуждена
вывести 1242 Гкал/ч тепловой
мощности ТЭЦ . Этого было бы
достаточно для отопления 600
тысячного города.
В среднем вывод тепловой
мощности составил 155 Гкал/ч в
год или 1,7 % ежегодно от
существующей мощности.
Присоединенная мощность ТЭЦ
компании – 8930 Гкал/ч.
Станция Турбина Тепловая мощность,
Гкал/ч
Дата вывода
Кемеровская ГРЭС №2 Р-15-29 80 янв.07
Кемеровская ТЭЦ №1, Р-5-35 35 мар.12
Барнаульская ТЭЦ-2 №4, ПТ-25-90 98 янв.08
Барнаульская ТЭЦ-2 №1 ПТ-25-90 98 сен.12
Барнаульская ТЭЦ-2 №2 ПТ-25-90 98 сен.12
Барнаульская ТЭЦ-2 №3 ПР-30/90 98 сен.12
Барнаульская ТЭЦ-2 №8 Т-55-130-1,2 101 сен.13
Барнаульская ТЭЦ-2 №9 Т-55-130-1,2 101 мар.14
Томь-Усинская ГРЭС №4 Т-86-90/2,7 107 фев.14
Томь-Усинская ГРЭС №5 Т-86-90/2,7 107 сен.13
Беловская ГРЭС №4 К-200-130 21 июл.12
Беловская ГРЭС №6 К-200-130 21 июн.13
Красноярской ТЭЦ-1 №1 Р-25-29 108 янв.08
Барнаульская ТЭЦ-1 станция 170 янв.12
ИТОГО 1242

8. 8
Сохранить и увеличить электрическую мощность позволил механизм ДПМ
Станция
Тепловая мощность,
Гкал/ч
Дата
Беловская ГРЭС 15 06.2014
Беловская ГРЭС 15 01.2015
Ново-Кем. ТЭЦ 160 03.2009
Барнаульская ТЭЦ-2 104 03.2014
Барнаульская ТЭЦ-2 104 12.2014
Красноярская ТЭЦ-3 140 03.2012
Абаканская ТЭЦ 75 07.2014
ИТОГО 612
Тепловая мощность вводилась в меньшем объеме и лишь
тогда, когда её ввод обуславливался выбранным
оборудованием для целей электрогенерации.
В отдельных случаях новая тепловая мощность не имеет
рынка сбыта. Например, вводы на Абаканской ТЭЦ, Ново-
Кемеровской ТЭЦ, Беловской ГРЭС, а это 43% всех новых
мощностей, с точки зрения теплоэнергетики лишены
смысла.
С 2009 по 2014 г. СГК введёт и ввела
612 Гкал/ч новой тепловой мощности
(реконструкция и новые вводы), что
составляет половину от выбывших
мощностей и казалось бы компенсирует
выбывающие агрегаты.
Все без исключения новые вводы –
результат программы ДПМ, не имеющей
отношения к теплоэнергетике.
Нового ДПМ в электроэнергетике не
планируется. Имеется избыток
электрической мощности в ЕЭС России.
В ближайшее время вывод тепловых мощностей
ускорится. Механизма возврата инвестиций нет. Правила
ценообразования не прозрачные и не привлекательные
для бизнеса.