Краткая характеристика энергоактивов «Сибирской генерирующей компании»

1. Краткая характеристика энергоактивов «Сибирской генерирующей компании» • В структуру энергоактивов «Сибирской генерирующей компании» входят 17 электростанций «Кузбассэнерго» и «Енисейской ТГК (ТГК-13», обеспечивающие энерго- и теплоснабжение в Кузбассе, Хакасии , Красноярском крае и Алтайском крае с общей численностью населения свыше 9 млн. человек. • Общая установленная электрическая мощность – 7030 МВт. • Общая установленная тепловая мощность – 16 тыс. Гкал/ч. Расположение энергоактивов «Сибирской генерирующей компании» Инвестиционная программа Кузбассэнерго и ТГК-13 по ДПМ в 2009-2014 гг. (МВт) Уст. мощность ТЭС Сибири • 10 проектов с суммарной мощность - 1830 МВт • Инвестиции: более 80 млрд. руб. ТГК-12, ТГК-13: 27% Омск Прочие 73% Томск Красноярск Новосибирск Кемерово Барнаул Абакан Иркутск Улан-Удэ Чита Кызыл ТЭС в составе Кузбассэнерго, ТГК-13

2. 675 290 Сценарные условия РАО ЕЭС Текущие рыночные котировки Рынок мощности был ключевым элементом реформы электроэнергетики Отклонения от первоначальных обещаний инвесторам в ходе реформы электроэнергетики* Изменение ожидаемого роста односта-вочной цены на энергию (цент/кВтч) Изменение стоимости ген. компаний, USD/кВт Сценарные условия РАО ЕЭС Текущие ожидания рынка Обещанные темпы либерализации рынка мощности Фактические темпы либерализации рынка мощности 100% 100% 80% 80% ? ? ? ? ? 60% 60% 40% 40% 20% 20% 0% 0% '06 '07 '08 '09 '10 '11 '12 '13 '14 '15 '06 '07 '08 '09 '10 '11 '12 '13 '14 '15 • *Источники: • Федеральный закон об электроэнергетике • Сценарные условия развития элетроэнергетики • Программа «5+5» • Постановление правительства «О правилах оптового рынка электрической энергии (мощности) переходного периода • Выступления представителей РАО ЕЭС Регулируемые тарифы Свободные цены

3. Уровень рентабельности тепловых генерирующих компаний - самый низкий в отрасли Рентабельность по чистой прибыли USD/кВт. Установленная мощность ГВТ Выработка 2009 г. млрд. кВтч Среднегодовые темпы роста 2007-2010 гг. XX Русгидро; Русгидро; 28% 21 67 АЭС; АЭС; 23 163 ТЭС; ТЭС; 135 547 26% Установленная мощность ГВТ Оценка чистой прибыли 2010 г. млрд. USD 8% * Данные по Русгидро приведены с поправкой на эффекты от переоценки финансовых вложений. Данные по Росэнергоатому приведены с поправкой на резерв в части кап. вложений по Постановлению Правительства РФ №68 от 30.01.2002 ** Приведены данные по ценовым зонам 3

4. Сравнение эффективности выработки тепла и электроэнергии на ТЭЦ и на ГРЭС+котельная Раздельная выработка электро- и теплоэнергии Комбинированная выработка электро- и теплоэнергии 58 ед. топливо 20 ед. э/э КЭС КПД=35% ТЭЦ 127 ед.топливо 100 ед.топливо КПД=80% 69 ед. топливо 55 ед. тепло Котельная Общий КПД=59% Общий КПД=75% • в последние годы наблюдается увеличение выработки тепла на котельных и • снижение на ТЭЦ. • следствие нерациональнго ценообразования. • если все оставить как есть, то в ТЭЦ исчезнут, а их место займут ГРЭС и котельные • Снижение энергоэффективности России.

5. Принципы новой модели • Создать модель отношений в отрасли со следующими принципами: • Более эффективный игрок должен зарабатывать большую маржу, чем менее эффективный. • Система ценообразования в тепле: 1) устранение перекрестки между теплом и энергией; 2) максимальное сближение ТЭЦ и котельных по уровню цен на тепло; 3) эффективность от реализации инвестиционных проектов остается на том участнике, кто эти проекты делает. • Продажа энергии и мощности происходит по свободным ценам, максимально защищенным от регулятивных действий извне (основа этого – свободные двусторонние договоры купли-продажи (СД)).

6. Новый рынок – 1-ый этап • Цель 1-ого этапа – легализовать существующую перекрестку в электроэнергии • Пилотный проект – Сибирь. В случае успеха распространение на всю страну • Потом переход к новому рынку Постоянные затраты, учитываемые в тарифе на тепло руб/Гкал Тариф на мощность ТЭЦ тыс. руб/МВт/мес (ТЭЦ становятся конкурентносопосбными с ГРЭС) После ликвидации перекрестки После ликвидации перекрестки Сегодня Сегодня Сегодня ГРЭС • Часть равная разности УПЗ котельной и ТЭЦ в тепле, сначала • выделяется и платится в электрике, потом уходит в тепло • ТЭЦ – двухставочный тариф на тепло: переменная = топливо, постоянная = • постоянные затраты альтернативной котельной (постепенный перенос из • электрики в тепло, субсидии из бюджета) • Для потребителя – расходы на тепло = % от среднего дохода по региону, вводится • социальная норма (есть обязательные субсидии, если тариф выше % по доходу). Сегодня После ликвидации перекрестки - Субсидии (если не хватает тарифа)

7. Новый рынок – 2-ой этап • Переход на конкуренцию преимущественно по одноставочным ценам • Основной объем (~70-80%) должен продавать через свободные договоры на э/э и мощность (СД) между поставщиками и покупателями • Свободные договоры • Биржа • стандартные контракты (база, пик, полупик) • объемы купленные по СД можно перепродать по СД, или на рынках (см. ниже) • У поставщиков стимулы заключить СД, т.к. нет гарантии продажи всей мощности • у потребителей – не купишь по СД, на рынках можешь купить дороже • Торговля резервом мощности • закупает СО в начале каждого месяца • Резерв = Плановый пик*планов. коэфф. резервирования минус фактический пик • потребители с СД платят за резерв с коэфф. 1 к цене или не платят вовсе (если по СД кроме мощности они купили также и свой резерв) • потребители без СД платят за резерв с коэфф. 3 к цене • РСВ и БР • объединение Первой и Второй ценовой зоне в единую зону при торговле на РСВ • снижение объемов обязательного ценопринимания, а при достижении объемов СД в 60-70% полный отказ от этого ценопринимания • Постф. оплата мощности • оплачивается только та мощность, которая была нужна в соотв. месяце и не продана по СД (= Фактический пик минус объемы по СД, все другая мощность не оплачивается) • Поставщик получает по цене в заявке • Покупатель платит по средневзвешенной цене