Вопросы регулирования Сетевого комплекса в условиях 2011 года Семенов А.П.

Вопросы регулирования
Сетевого комплекса в условиях
2011 года
Заместитель генерального директора
по экономике и стратегическому развитию,
Семенов А.П.
ОАО «Дальневосточная
распределительная сетевая компания»
Июль 2010
Основные вопросы в июне
• Корректировка Инвест.программ –
требования 977 Постановления
Правительства и Методики ФСТ
• Как реализовать Распоряжение
Правительства № 30 – переход на
долгосрочный тариф
• Последняя миля - предложения по
решению есть, но риски остались
1. Корректировка ИПР – необходима оперативность
Изменения в Инвестиционной программе утверждаются по ПП № 977 в
срок до 1 октября текущего года.
•
Не определен порядок проведения корректировок:
какое возможное количество корректировок, периоды корректировок
(если корректируется текущий год, то автоматически затрагиваются
последующие периоды);
•
Не определен порядок учета регулирующими органами
согласованных изменений:
Отсутствие четкого механизма предварительного согласования не
позволяет направлять средства на реализацию необходимых
мероприятий и влечет риск исполнения инвестиционной программы.
•
Строительство/реконструкция объекта не внесенного в
утвержденную ИПР не включается в расчет базы капитала
С момента разработки ИПР (май-июнь) и момента утверждения (август)
до момента начала реализации (январь-февраль след.года) проходит
более полугода, как следствие появляются у регионов потребность в
новых объектах электросетевого хозяйства.
БЕЗ СОГЛАСОВАНИЯ КОРРЕКТИРОВКИ КОМПАНИЯ
СТРОИТ ОБЪЕКТЫ ПОЛНОСТЬЮ В ЗОНЕ РИСКА !
3
Зачем нужна корректировка ИПР
•
Разделом IV Методических указаний по регулированию тарифов с
применением метода доходности инвестированного капитала (Приказ ФСТ от 26
июня 2008 г. N 231-э Зарегистрирован в Минюсте РФ 7.07.08 г. N 11931) определено, что
изменения, не предусмотренные согласованной инвестиционной программой,
учитываются в расчете капитала при условии их предварительного
согласования регулирующими органами.
Объекты, не вошедшие в утвержденную ИПР 2010-2012гг. филиала «Приморские ЭС» :
1. 14.03.2010г. Замена поврежденного силового трансформатора Т-2 на ПС-110 кВ
«Уссурийск-1» - 27,1 млн.руб. без НДС
2. 25.05.2010г. Принято решение по Реконструкции ВЛ-35 кВ Эгершельд-Зеленая-КЭТ
(вынос сетей на о.Русский) - 22,1 млн.руб. без НДС
3. В течение года поступило заявок на технологические присоединение потребителей
– 852 шт., заключено договоров ТП - 473 шт.
Вопросы, требующие решения:
• Необходим механизм предварительного согласования с регулирующими
органами ИПР (согласно раздела IV Методических указаний)
• Возможное количество корректировок в период до 1 октября текущего
года – 1 раз в квартал
• Влияние корректировки – влияние на НВВ текущего года и долгосрочный
период регулирования (3-х, 5-ти летний период)
• Норма 977 ПП – отклонение до 15% не согласовывается, как применять ?
4
Основные вопросы в июне
• Корректировка Инвест.программ –
требования 977 Постановления
Правительства и Методики ФСТ
• Как реализовать Распоряжение
Правительства № 30 – переход на
долгосрочный тариф
• Последняя миля - предложения по
решению есть, но риски остались
5
2. Готовность ОАО «ДРСК» к переходу на RAB
Распоряжением Правительства РФ от 19.01.2010 №30-р установлены сроки
перехода филиалов ОАО «ДРСК к регулированию тарифов по методу RAB:
С 01 января 2011 года: Амурские ЭС, Хабаровские ЭС, ЭС ЕАО,
ЮЯЭС
ИНВЕСТОРЫ
заинтересованы в
справедливой оценке и росте
величины капитала
РЕГИОНЫ
заинтересованы в создании
инфраструктуры и повышении
инвестиционной
привлекательности
Параметры
перехода на
RAB,
учитывающие
сложившуюся в
регионе
ситуацию и
значимость
последствий
тарифного
регулирования
для социальноэкономического
развития
региона.
РЕГУЛЯТОРЫ
заинтересованы в установлении
долгосрочных правил игры и
прогнозируемых темпах роста
тарифов
СЕТЕВЫЕ КОМПАНИИ
заинтересованы в увеличении
инвестиций и повышении
надежности электроснабжения
ФСТ России подготовлен проект приказа «об
ограничениях перехода на RAB», который
существенно меняет приоритеты метода RAB
6
Переход на RAB при ограничении темпов роста
тарифов для сетевых компания

-
Проблемы:
Прогнозируемый высокий рост среднеотпускного тарифа по
регионам, который обусловлен:
высокой долей НВВ ОАО «ДРСК» в тарифе региона;
наличием межтерриторильного перекрестного субсидирования;
выпадающие доходы (досудебный спор по 3 регионам)
 Отказ регулирующих органов принимать справедливую оценку
инвестированного капитала, выполненную независимыми
экспертами – ограничения, а точнее ТОРМОЗ будущих
инвестиций
 Проблемы тарифного регулирования (вопросы «последней
мили», межтерриториального перекрёстного субсидирования)
факторы значительного роста конечного тарифа, а не RAB
 Действующее законодательство не полностью раскрывает
порядок учета активов, включенных в базу инвестированного
капитала. Отсутствуют форматы учета.
7
Основные вопросы в июне
• Корректировка Инвест.программ –
требования 977 Постановления
Правительства и Методики ФСТ
• Как реализовать Распоряжение
Правительства № 30 – переход на
долгосрочный тариф
• Последняя миля - предложения по
решению есть, но риски остались
8
3. Последствия ухода потребителей по объектам
«последней мили» (в условиях 2010г.)
в т.ч.
Филиал ОАО
«ДРСК»
НВВ всего*
(млн.руб.)
Доля НВВ на ПМ (в %)
НВВ на
собственн
ое
содержани
е
Размер НВВ
на ПМ
(в млн.руб.)
Размер
выпадающих
, в случае
прекращения
договоров
аренды
1 943,5
НВВ всего*
Доля выпад.
в НВВ на
собственное
содержание
1 302,5
48,6 %
57,2%
1. Амурские ЭС
4 001,5
2 278,4
2. Еврейская АО
890,8
419,8
529,1
390,4
59,4 %
93 %
3. Хабаровский
край
2 524,2
1 223,3
456,1
167,4
18,1 %
13,7 %
4. Приморский
край
4 141,6
2 045,3
727,9
324,2
17,6 %
15,9 %
820,2
544,6
29,5
22,0
3,6%
4%
12 378,3
6 511,4
3 686,1
2 206,6
29,8 %
33,9 %
5. Юг Якутии
Итого
* Общая НВВ с учетом объектов «последней мили»
9
«Последняя миля» - риски велики
Потребители «последней мили» 2010 года


5,7 млн. кВтч
потребления
26,6
%
3,7 млрд. руб.
выручки
общее электро
потребление
29,8%
в НВВ
ОАО «ДРСК»
17%
Рост среднего тарифа на услуги
передачи электроэнергии по ОАО
«ДРСК» +19,9 %
сетевая
НВВот ПМ
В случае
отказа
 Ограничение последней мили имеет серьезные
последствия для региона, где удельный вес
потребителей на объектах ПМ очень высок
(Амурская область и ЕАО)
рост тарифа
для прочих
потребителей
(2010год)
 Амурская область
 Приморский край
 Еврейская АО
 Хабаровский край
22%
 Между ОАО «ФСК» и ОАО «Русэнергосбыт»
заключен договор на передачу эл.энергии
(с 01.01.2011г.) на объекты тяговых
подстанций ОАО «РЖД»
47,9 %
14,0%
38,3 %
22,6%
 РЕШЕНИЕ: введение ограничений на
транспортировку электроэнергии потребителям
розничного рынка магистральной сетевой
компании, минуя территориальные
распределительные сетевые компании
 Или «КОТЕЛ» региона с участием НВВ ОАО ФСК
10
Негативные последствия для ОАО «ДРСК», связанные
с выходом потребителей на прямые договоры с ФСК. Риски
ОАО «ДРСК» утратит возможность развиваться, появляются
потребители «первого и второго сорта», конфликт интересов
ФСК и ОАО «ДРСК».
Крупные потребители уходят от перекрестного субсидирования
Несогласование со стороны субъектов РФ единовременного
значительного повышения конечных тарифов и тарифов для
РСК на территориях соответствующих субъектов РФ.
Действия фактически подконтрольного Российской Федерации
открытого акционерного общества «ФСК ЕЭС» противоречат
предпринимаемым Федеральными органами власти и
субъектами РФ реальным усилиям по поэтапной ликвидации
перекрестного субсидирования в электроэнергетике, и
сохранению стабильности в регионах.
11
Предложения и вопросы:
•
Подход по определению ПИК и ОИК по каждому субъекту не может быть
одинаков, влияние оказывает стоимость основных фондов до перехода на
RAB

При условии не принятия регулятором независимой оценки капитала –
обязательность проведения встречной оценки со стороны регулятора

Возможность внесения изменений в предельные уровни тарифов на
эл.энергию представленные регулятором предложения, на основе
полученных результатов оценки инвестированного капитала

Подход к определению OPEX на 2011г.: метод индексации не приемлем,
заниженная база 2010г.

«Бороться» с высоким темпом роста тарифа предлагаем не заниженными
параметрами, а инструментом «сглаживания»

Прогнозный темп роста тарифа на эл. энергию (15%)
не учитывает
некоторые особенности, в т.ч. межтерриториальное перекрестное
субсидирование.

Необходимо разъяснения ФСТ РФ о принятии корректировок-согласований
инвестиционных программы (сроки, количество)

Плата ха тех.присоединения - что остается при внедрении методики RAB, как
реализуются положения 35 ФЗ
12
Спасибо за внимание
13