Россети - Региональная энергетическая комиссия Тюменской

ПРЕДЛОЖЕНИЯ ОАО «РОССЕТИ» ПО СОВЕРШЕНСТВОВАНИЮ
РЕГУЛИРОВАНИЯ ТАРИФОВ НА УСЛУГИ ПО ПЕРЕДАЧЕ
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ И ПЛАТЫ
ЗА ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ ПРИСОЕДИНЕНИЕ
Докладчик: Панкстьянов Ю.Н.,
Директор Департамента тарифной политики ОАО «Россети»
22-23 июня 2015 года
2
ДЕЙСТВУЮЩАЯ МОДЕЛЬ ЦЕНООБРАЗОВАНИЯ
ИЗМЕНЕНИЕ ТАРИФОВ С 01.07 ГОДА РЕГУЛИРОВАНИЯ – ОПОЗДАНИЕ НА ПОЛГОДА
Услуги по передаче электрической энергии
Необходимая валовая выручка
Долгосрочная индексация
Базовый уровень операционных (подконтрольных) расходов корректируется на
инфляцию и изменение количества условных единиц по факту ввода
Неподконтрольные расходы
не более 15 кВт
550 РУБ./ПРИСОЕДИНЕНИЕ
УЧЕТ ВЫПАДАЮЩИХ ДОХОДОВ В
ТАРИФАХ НА УСЛУГИ ПО
ПЕРЕДАЧЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
Неподконтрольные расходы
не более 150 кВт
Прочие расходы из прибыли
Бухгалтерская амортизация
Капитальные вложения из прибыли
База
расчета
тарифов
RAB-регулирование
Услуги по ТП
Доход на инвестированный капитал
(включаются также затраты из
прибыли на прочие цели)
Возврат инвестированного капитала
по факту ввода объектов в
эксплуатацию
Заявленная мощность, кВт
Плановый полезный отпуск потребителям, кВтч
РАССРОЧКА ПЛАТЕЖА НА 3 ГОДА
(от 15 до 150 кВт)
С 01.10.2015 РАСХОДЫ НА
СТРОИТЕЛЬСТВО «ПОСЛЕДНЕЙ
МИЛИ» ПРИ ТП ЧАСТИЧНО (50%)
ИСКЛЮЧАЮТСЯ ИЗ ПЛАТЫ ЗА ТП
для всех заявителей
МЕРОПРИЯТИЯ ПО
РЕКОНСТРУКЦИИ
СУЩЕСТВУЮЩИХ ОБЪЕКТОВ
СЕТЕВОЙ КОМПАНИИ ВКЛЮЧЕНЫ
В ИНВЕСТИЦИОННУЮ ПРОГРАММУ
ПО ПЕРЕДАЧЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
Ограничение роста тарифов, пересмотр долгосрочных параметров в течение периода регулирования, исключение
инвестиционной составляющей из платы за ТП, компенсация выпадающих доходов от предоставления льгот по ТП в
тарифах на услуги по передаче электроэнергии
3
МЕРЫ ПО КОМПЕНСАЦИИ НАКОПЛЕННЫХ ВЫПАДАЮЩИХ ДОХОДОВ
В ДЕЙСТВУЮЩИХ УСЛОВИЯХ ТАРИФНОГО РЕГУЛИРОВАНИЯ
млрд. руб.
«Сглаживание»
НВВ
Последняя
миля
−
−
−
−
−
Перекрестное
субсидирование
−
−
−
−
Технологическое
присоединение
−
−
−
Продление до 2020 года долгосрочного периода регулирования с ежегодным превышением
предельных уровней тарифов в целях возврата сглаживания на 2-3%;
Компенсация выпадающих доходов из регионального бюджета в критичных регионах:
Республике Мари Эл, Калмыкии, Астраханской, Ростовской, Пермской, Белгородской,
Ивановской, Ленинградской, Новгородской, Курской областях
Сохранение срока действия договоров «последней мили» в критичных субъектах РФ:
Белгородской области, Курской области, Нижегородской области, Республики Карелия,
Республики Мари - Эл, Республики Хакасия;
Предоставление ежегодных субсидий из Федерального бюджета на компенсацию выпадающих
доходов ;
Продление срока действия договоров «последней мили» с учетом дополнительного прироста
тарифов в проблемных субъектах РФ с 1 января 2016 года сверх СЭП
Утверждение Методических указаний по расчету тарифов на услуги по передаче
электроэнергии;
Введение социальной нормы потребления электроэнергии населением во всех регионах
(дифференциация тарифов для населения);
Постепенная отмена понижающего коэффициента 0,7 на электроэнергию, поставляемую
населению;
Увеличение единых (котловых) тарифов на услуги по передаче электроэнергии для населения
(ПП РФ по ЧЧИМ)
Включение всех инвестиционных затрат в плату за ТП для заявителей свыше 150 кВт
Установление экономически обоснованной платы для заявителей до 15 кВт: в размере
5 тыс. руб./кВт
Перенос даты предоставления льгот по оплате 50 % затрат по строительству объектов от
существующих до присоединяемых для заявителей до 150 кВт на 01.10.2020 или их отмена
129,6
к 2017 году
45,2
2015-2017 гг
52
2016-2017 гг
132,5
обязательства по ТП,
непокрытые
платой заявителей
на 2015
ПРИНЦИПЫ ФОРМИРОВАНИЯ ТАРИФОВ НА УСЛУГИ ПО
ПЕРЕДАЧЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ
ЦЕЛЕВАЯ МОДЕЛЬ
5
Услуги по передаче
электрической энергии
Услуги по технологическому
присоединению
Метод формирования НВВ:
ТП потребителей не более 15 кВт
ДОЛГОСРОЧНАЯ ИНДЕКСАЦИЯ
экономически обоснованный уровень платы
(5 тыс. рублей за 1 кВт)
Индексация тарифов:
с 1 января вместо 1 июля на уровень фактической
инфляции 7,5-11%
Схема тарифообразования:
«КОТЕЛ СВЕРХУ»
Введение Гарантирующей ТСО, ежеквартальный пересмотр
индивидуальных тарифов в связи с изменением объема услуг
ТП потребителей не более 150 кВт
отмена или перенос с 01.10.2015 года на
01.10.2020 запрета на включение в плату за ТП
расходов на строительство от существующего
до присоединяемого объекта
ТП потребителей
не более 150 кВт инвестсоставляющая и 50%
расходов на строительство от существующего до
присоединяемого объекта
База для расчета тарифов:
«фактическая мощность»
как максимальная
ежемесячная нагрузка в
течение года
переход на максимальную
присоединенную
мощность за 20 лет по 5%
ежегодно
ТП потребителей более 150 кВт
Все инвестиционные расходы включая расходы
на развитие существующей сети
Выручка от оказания услуг по технологическому присоединению
НВВ по передаче электрической энергии
ПЕРЕНОС УСТАНОВЛЕНИЯ ТАРИФОВ С 01.01 КАЖДОГО ГОДА ВМЕСТО 01.07 – СИНХРОНИЗАЦИЯ
С ПРОИЗВОДСТВЕННЫМИ, ИНВЕСТИЦИОННЫМИ И БЮДЖЕТНЫМИ ПРОЦЕССАМИ
6
СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ КОТЛОВОГО ЦЕНООБРАЗОВАНИЯ
Гарантирующая территориальная сетевая организация (ГТСО) - единый центр
ответственности за оказание услуг по передаче э/э на территории федерального округа
Энергосбытовые компании,
гарантирующие поставщики
Плата за услуги по передаче
электроэнергии
Оплата потерь ГТСО + Агентский договор в
части покупки потерь ТСО
Оплата потерь по
агентскому договору
ФСК
Плата за услуги
по передаче
электроэнергии
ГТСО
Плата за услуги
по передаче
электроэнергии
Территориальные
сетевые
организации
(ТСО)
 Решение о наделении статуса ГТСО принимается на федеральном уровне
 Все потребители услуг (сбытовые компании в их интересах) заключают договор с ГТСО,
независимо от того, к сетям какой ТСО они присоединены
 ТСО, не имеющее статус ГТСО, не заключает договоры на оказание услуг по передаче с
потребителями и сбытовыми компаниями (в интересах потребителей)
 Индивидуальные тарифы взаиморасчетов утверждаются между ГТСО и всеми ТСО
субъекта РФ, входящих в зону деятельности ГТСО
ОПЛАТА РЕЗЕРВА МОЩНОСТИ: НОРМАТИВНО-ПРАВОВОЕ
ОБЕСПЕЧЕНИЕ И ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ
8
ДЕЙСТВУЮЩАЯ МОДЕЛЬ ПО ОПЛАТЕ СЕТЕВОЙ МОЩНОСТИ
Технологическое
присоединение
Передача электроэнергии
Потребитель заявляет
максимальную
мощность
Потребитель оплачивает
фактическую мощность
Противоречие
ТСО поддерживает
максимальную мощность
НЕСООТВЕТСТВИЕ МОЩНОСТИ, ОБСЛУЖИВАЕМОЙ СЕТЯМИ, И
МОЩНОСТИ, ОПЛАЧИВАЕМОЙ ПОТРЕБИТЕЛЯМИ УСЛУГ


Максимальная
мощность

Фактическая
мощность


Отсутствие ответственности потребителей за величину
мощности, заявленной в процессе ТП
Завышение объемов максимальной мощности потребителями
электрической энергии на этапе подключения к электрическим
сетям
Оплата потребителями фактической мощности, которая
значительно ниже максимальной мощности
Обязанность сетевых организаций содержать всю сетевую
мощность
Рост объемов строительства объектов электросетевого
хозяйства (и, как следствие, рост тарифов на услуги по
передаче электрической энергии) для энергоснабжения новых
потребителей
ПРОЕКТ МИНЭНЕРГО РОССИИ ПО ОПЛАТЕ РЕЗЕРВА МОЩНОСТИ
Проект постановления Правительства РФ «Об определении стоимости услуг по передаче электрической
энергии с учетом оплаты резервируемой максимальной мощности»
Основание разработки
Величина оплачиваемой
резервируемой мощности
Условия оплаты резерва
Пункт 10 ПП РФ от 04.05.2012 №442 «О функционировании розничных рынков…» (срок до 01.07.2013)
и пункт 17 плана мероприятий («дорожной карты») «Повышение доступности энергетической
инфраструктуры», утв. распоряжением Правительства РФ от 30 июня 2012 г. № 1144-р.
Механизм оплаты имеет ограниченную сферу применения и сводится к системе штрафных
коэффициентов. При этом, максимальная величина оплачиваемого резерва достигнет к 2018 году 20%
(40% для потребителей первой и второй категории надежности).
Одновременно 3 условия:
1. Ежемесячная фиксация резерва на уровне более 40% от максимальной мощности в течение 3 лет
(для присоединенных менее 3 и 2 лет назад, требования - 60 и 80%).
2. Фиксация резерва на прежнем уровне и в расчетном месяце текущего года.
3. Наличие почасовых приборов учета (потребители с максимальной мощность энергопринимающих
устройств более 670 кВт).
Механизм учета резерва
при тарифообразовании
Весь оплаченный резерв подлежит исключению из НВВ сетевой организации в очередном периоде
Кто оплачивает
ЛЕГКО ИЗБЕЖАТЬ ОПЛАТЫ РЕЗЕРВА: потребителю услуг достаточно хотя бы в одном месяце в
рамках периода проведения мониторинга значений резервируемой мощности увеличить свою
фактическую мощность до значений, превышающих пороговый показатель оплаты.
ВЫВОДЫ:
 Предусмотренный проектом подход является точечным, а не системным решением проблемы неиспользуемой мощности,
заявленной при технологическом присоединении.
 Проект не предполагает введение ответственности потребителя за весь объем резервируемой мощности, в то время как, за
сетевой организацией сохраняется обязанность содержания максимальной мощности.
РИСКИ: после введения платы за резервируемую максимальную мощности потребителям электрической энергии, цены
(тарифы) на услуги по передаче электроэнергии подлежат корректировке с учетом степени загрузки центров питания
9
10
ПРЕДЛОЖЕНИЯ К ПРОЕКТУ МИНЭНЕРГО РОССИИ
ПО ОПЛАТЕ РЕЗЕРВА МОЩНОСТИ
Механизм учета резерва
при тарифообразовании
1. Сокращение периода мониторинга резервируемой мощности с 3-х лет (36 расчетных периодов)
до 10 расчетных периодов.
2. Ужесточение требований по оплате за резервируемую мощность: фиксация резерва на уровне
более 20 % от величины максимальной мощности (фактическая мощность менее 80 %)
3. В случае превышения максимальной мощности на 10 % за любые 2 и более часа в расчетном
периоде, до конца текущего года при расчете резервируемой мощности вместо максимальной
мощности используется наибольшее из почасовых значений объемов потребления (величина
оплачиваемого резерва увеличивается).
Сохранение за сетевой организацией дохода, полученного в качестве оплаты резервируемой
максимальной мощности и его целевое направление на расширение (реконструкцию) электрических
сетей
Кто оплачивает
Расширение категории потребителей, оплачивающих
энергопринимающих устройств не менее 150 кВт
Условия оплаты резерва
резерв:
максимальная
мощность
ВЫВОДЫ:
 Расширение сферы применения Проекта
 В условиях ограничения роста тарифов, предлагаемое сохранение дохода за сетевыми организациями по оплате резервируемой
максимальной мощности позволит частично снизить негативное влияние вышеперечисленных проблем
ПРЕДЛОЖЕНИЯ ОАО «РОССЕТИ» ПО ОПЛАТЕ РЕЗЕРВА МОЩНОСТИ
11
Переход на максимальную присоединенную мощность за 20 лет по 5% ежегодно от величины
резерва
Величина оплачиваемой
резервируемой мощности
Оплата резерва по ставке на содержание электрических сетей:
фактическая мощность + резерв х коэффициент (увеличивающийся на 5% за период с 1 января
2016 года по 1 января 2035 года)
С 1 января 2035 года – оплата по максимальной мощности.
Механизм учета резерва
при тарифообразовании
Учет величины оплачиваемого резерва в базе расчета тарифа на услуги по передаче электроэнергии.
Синхронизация порядка формирования базы расчета тарифа на услуги по передаче и порядка оплаты
услуг по передаче (возможно снижение ставки на содержание электросетевого оборудования).
Кто оплачивает
ВСЕ потребители услуг по передаче электрической энергии, за исключением населения.
ВЫВОДЫ:
 Предусмотренный проектом подход является системным решением проблемы неиспользуемой мощности, заявленной при
технологическом присоединении
 Предлагается введение консолидированной ответственности потребителя и сетевой организации за обязанность
содержания ВСЕЙ максимальной мощности.
ПРИМЕР ОПЛАТЫ РЕЗЕРВА ООО «ЗВОЛЬМА-ИНВЕСТ» (КОСТРОМСКАЯ ОБЛ.)
КОНЦЕПЦИЯ ПЕРЕХОДА НА РЕЗЕРВ МОЩНОСТИ
МАКСИМАЛЬНАЯ
МОЩНОСТЬ
8,6 МВт
Фактическая
мощность
0,4 МВт
СТАВКА НА
х
СОДЕРЖАНИЕ
РЕЗЕРВ 95%
КОЭФФИЦИЕНТ
0,4 МВт + ( 8,6 МВт - 0,4 МВт ) х КОЭФФИЦИЕНТ
ОПЛАТЫ РЕЗЕРВА
8,2 МВт
2016 г. в размере 5 %
2017 г. в размере 10 %
2018 г. в размере 15 %
2019 г. в размере 20 %
…….
2035 г. в размере 100 %
12
13
ПРИМЕР ОПЛАТЫ РЕЗЕРВА ООО «ЗВОЛЬМА-ИНВЕСТ»
ЗА РАСЧЕТНЫЙ ПЕРИОД (ДЕКАБРЬ 2014)
ДЕЙСТВУЮЩАЯ МОДЕЛЬ ОПЛАТЫ УСЛУГ,
БЕЗ РЕЗЕРВА
Ставка на
содержание
КОНЦЕПЦИЯ ПЕРЕХОДА НА ОПЛАТУ РЕЗЕРВА – МИНЭНЕРГО
1. В первый год оплаты резерва, К=5% ( 3 кат. над.) или 10% (1 и 2 кат. над.)
2. За три предыдущих года и в расчетном месяце Pфакт не превышала 60% от Pmax
Ставка на
содержание
Фактическая
мощность
тыс. руб.
Резерв
Коэффициент
916 х (0,4 МВт + 8,2 МВт*0,05)=742,0
916 х 0,4 МВт= 366,4
тыс. руб.
МВт в месяц
Фактическая
мощность
тыс. руб.
МВт в месяц
тыс. руб.
Подлежит исключению из НВВ
375,6
КОНЦЕПЦИЯ ПЕРЕХОДА НА ОПЛАТУ РЕЗЕРВА - ОАО «РОССЕТИ»
(1) При поэтапном переходе, К=5%:
Ставка на
содержание
Фактическая
мощность
Резерв
(2) При одномоментном переходе, К=100%:
Ставка на
содержание
Коэффициент
832 х (0,4 МВт + 8,2 МВт*0,05)= 673,9*
тыс. руб.
МВт в месяц
тыс. руб.
На 9% меньше, чем в варианте
Минэнерго России
Фактическая
мощность
Резерв
Коэффициент
302 х (0,4 МВт + 8,2 МВт*1,0)= 2597,2
тыс. руб.
МВт в месяц
тыс. руб.
Снижение ставки тарифа за счет формирования
базы тарифа исходя из максимальной мощности
*Для потребителей с минимальным резервом произойдет снижение платежа по отношению к действующей модели за счет снижения тарифа
СПАСИБО ЗА ВНИМАНИЕ