Повышение эффективности регулирования в энергетике – предложения потребителей

Рост цен на электроэнергию для потребителей
Рост цен на электроэнергию для промышленных потребителей в 2011 г. составит не менее 21%.
Минимальный прогноз цен на электроэнергию (на примере Тюменского региона: ТНК-Нягань)
Справочно: темпы роста цен на электроэнергию для ТНК-BP
* Без перехода на RAB сетевых компаний и без новых вводов генерации
При переходе на RAB запланированный ХМРСК на 2011 год рост тарифов на услуги ОАО «Тюменьэнерго» составляет 97%, рост конечных цен может составить до 56%.

RAB
RAB и “инвестиции”
Программы развития сетевых организаций не являются инвестиционными - это программы капитальных вложений.
Переход на RAB создает сетевым компаниям стимулы для увеличения объемов сетевого строительства (капитала), причем независимо от реальной востребованности объектов потребителем

RAB
Пример «инвестиционного проекта»
В инвестиционную программу ОАО «Тюменьэнерго» на 2010 год для энергоснабжения г. Ханты-Мансийска по предложению администрации ХМАО включено строительство
ПС 110 кВ Нагорная (2х40 МВА) стоимостью 882 млн. руб.
Установленная мощность подстанций, питающих г. Ханты-Мансийск в настоящее время, составляет 232 МВА
В 2010 году вводится еще одна подстанция 110 кВ 2х40 МВА, совокупная мощность питающих подстанций составит уже 272 МВА
Пиковая нагрузка г. Ханты-Мансийска 95 МВА
Величина “инвестиционной программы” ОАО «Тюменьэнерго» на 2011-2015 гг. составляет 94 млрд. руб.
Вопросы:
Какова окупаемость “инвестиционного проекта” ПС Нагорная? IRR ≥12%?
Достаточна ли квалификация сотрудника РЭКа для принятия решения на 94 млрд. руб.?

Потенциал снижения конечных цен
Обязательства по мощности
Стимулирование энергосбережения
В настоящее время введенные часы контроля максимума не позволяют эффективно работать в части ограничения нагрузки - слишком большой период с 5-00 до 23-00 (18 часов) не позволяет осуществлять остановку мощных насосных агрегатов.
Экономические стимулы для выравнивания графика потребления отсутствуют, что приводит к избыточному содержанию генерирующих мощностей и завышенным ценам.
Прежняя система контроля максимума (утро 2 часа и вечер 3 часа) реально стимулировала потребителей к снижению нагрузки в пиковые часы.
Пример - технология сглаживания графика нагрузки в нефтяной отрасли:
Имеется парк насосных агрегатов для закачки воды с производительностью от 180 до 500 м3/ч и электродвигателями от 1250 до 4000 кВт. На объектах подготовки нефти имеются резервуары объемом от 1000 до 5000 м3 в которые непрерывно идет поступление попутной пластовой воды (после отделения нефти).
В часы разрешенной мощности работает такое число насосных агрегатов, при котором объем воды в резервуарах постепенно снижается (мощность потребляемая от сети высокая), перед началом часов контроля максимума производится остановка определенного кол-ва насосных агрегатов (на 3-4 часа) и идет увеличение объемов воды в резервуарах (накопление).
При контроле часов максимума более 3-х часов – эффективность ограничения нагрузки начинает резко снижаться ввиду невозможности накопления значительного объема воды.
Предлагаем вернуть ранее существовавшую систему контроля максимума для определения обязательств по оплате мощности генераторов на оптовом рынке и услуг по передаче, что позволит снизить платежи потребителей на 2-3%

Потенциал снижения конечных цен
Обязательства по мощности
Реализация мощности в рознице
Гарантирующий поставщик продает на рознице мощности больше, чем купил на оптовом рынке.
Положительная разница не транслируется потребителям.
Как результат - завышенные цены на розничном рынке.
В случае оплаты мощности в часы совмещенного пика каждый заплатит за 7,5 МВт (вместо 10 МВт)
В целом, по консервативной оценке, переплата составляет минимум 4%
На первом этапе предлагаем вернуть ранее существовавшую систему контроля максимума для определения обязательств по оплате мощности генераторов на оптовом рынке и услуг по передаче, в дальнейшем перейти на оплату мощности в час совмещенного пика.