Холдинг МРСК» Демидова Алексея Владимировича на тему
advertisement
Предложения по учёту степени загрузки объектов электросетевого хозяйства при формировании тарифов на услуги по передаче электроэнергии Москва, апрель 2012 Первый заместитель генерального директора А.В. Демидов Ключевые проблемы регулирования сетевого комплекса Механизм оплаты услуг по передаче o принцип оплаты резерва мощности. Потребители > 670 владеют избытком сетевой мощности, его оплата ложится на всех потребителей услуги по передаче o манипуляции с величиной мощности. Сегодня потребитель манипулирует значением мощности, завышая его прогноз при утверждении тарифа и снижая его факт при проведении расчетов за услугу Корректировка параметров RAB регулирования o существующая формулировка критерия по минимальной величине займов более 25 % ограничивает применение RAB регулирования Договора «последней мили» o ограничение темпов роста тарифа Прогнозом СЭР не учитывает расторжение договоров «ПМ» o отсутствуют механизмы компенсации выпадающих доходов 2 Механизм оплаты услуги по передаче Текущая ситуация Технологическое Присоединение Эксплуатация Потребитель Потребитель МощностьMAX МощностьMAX Противоречие Потребитель оплачивает фактически потреблённую мощность Мощность, зарезервированная за крупным потребителем, оплачивается всеми потребителями МощностьФАКТ ТСО ТСО поддерживает Максимальную мощность для потребителя ТСО По ПП РФ 1178 НВВ ТСО зависит от загрузки оборудования. У ТСО нет инструментов воздействия на потребителей по оптимизации Мощности и Загрузки НЕОБХОДИМО изменить порядок оплаты услуг на передачу электроэнергии Последствия - Высвобождение мощности - Повышение ответственности потребителей - Повышение надёжности и качества 3 Механизм оплаты услуги по передаче Использование мощности, заявленной при ТП Факт использования потребителями заявленной мощности на примере МРСК Центра Филиал, наименование ПС год ввода заявленная мощность по договорам ТП (МВт) загрузка (МВт) загрузка (% ) Липецкэнерго, ПС 110/10 кВ «Университетская» 2010 43,6 0,17 0,5 Липецкэнерго , ПС 110/10 кВ «Манежная» 2010 42,7 0,44 1,3 Липецкэнерго, ПС 110/10 кВ «Тербунский Гончар» 2010 25 0,42 2 Тамбовэнерго, ПС 110/10 кВ «ПТФ» (Инжавинская) 2011 13,5 4,2 31 повысить ответственность органов исполнительной власти субъектов РФ при утверждении инвестиционных программ позволит снизить расходы на строительство «невостребованной» мощности и перераспределить их на поддержание сети оплата потребителем услуг по передаче с учетом мощности, заявленной при технологическом присоединении экономически стимулирует потребителя к оптимизации мощности (как по величине, так и по срокам ввода) при технологическом присоединении 4 Механизм оплаты услуги по передаче Как изменения повлияют на платеж потребителя Использование мощности потребителями на примере Ярославской области, МВт > 670 кВт прочие 168 509 677 Изменение платежа за услугу (млрд. рублей) потребит ель «ДО» оплата резерва всеми > 670 кВт 1,2 1,4 +22 прочие 5,4 5,2 -5 2,5х мощность во владении 422 «ПОСЛЕ» изменение оплата (%) резерва потребителем - владельцем Распределение оплаты резерва мощности на потребителя-владельца (> 670 кВт) создаст экономический стимул для оптимизации через отказ или продажу избытка мощности 5 Механизм оплаты услуги по передаче Как изменения повлияют на присоединение к сети По данным СО 83 из 113 ПС (73 %) в г. Москва имеют ограничения для ТП Существующая ситуация в г. Москва 27% Возможная ситуация в г. Москва 27% 40% 73% закрытые для ТП Пересмотр критериев* отнесения центров питания к закрытым − присоединение потребителей за счет высвобождаемой мощности, без существенных затрат капитального характера − повышение экономической эффективности всего электросетевого комплекса 33% открытые для ТП «условно закрытые» для ТП Ввести понятия «условно закрытые» (с учётом неиспользуемой мощности), что позволит присоединять потребителей за счет высвобождаемой мощности, без существенных инвестиционных затрат * Критерий отнесения центра питания к ограниченному для целей технологического присоединения • перегрузка > 105% в послеаварийном режиме по критерию n-1 с учетом фактической загрузки подстанций по данным замеров наиболее тяжелого периода (зимний максимум 2009 г.) • ожидаемый рост загрузки в результате присоединения потребителей по заключенным договорам технологического присоединения 6 6 Механизм оплаты услуги по передаче Какой экономический эффект принесут изменения Белгородская область ЗАО «Свинокомплекс Короча» (закрытый ЦП) ООО «Яковлевостройдеталь» (закрытый ЦП) Кап. затраты на ТП в ИПР БЕЗ использования резерва Кап. затраты на ТП в ИПР ПРИ использовании резерва - - Реконструкция ЗРУ - СМР - ПИР Замена трансформаторов Реконструкция ЗРУ Изменение схемы ОРУ СМР ПИР 264,7 млн.руб 66,2 млн.руб Замена трансформаторов 3*16 МВА на 2*40 МВА, реконструкция ЗРУ 35/10 кВ, ОРУ 110 кВ Реконструкция ЗРУ 10 кВ с заменой ячеек 10кВ на ОПУ+ЗРУ 125 млн.руб 10,6 млн.руб Замена трансформаторов 2*15 МВА на 2*25 реконструкция РУ 6 кВ Установка 6 дополнительных ячеек 6 кВ Эффект Основной*: снижение капитальных затрат в ИПР 198,5 млн.руб 114,4 млн.руб. Ярославская область ООО «Глобал 1» 86 млн.руб. 19 млн.руб. Замена трансформаторов 2*16 МВА на 2*25, реконструкция РУ 6 кВ Установка 6 дополнительных ячеек 6 кВ Учёт в НВВ 67 млн.руб. в виде снижения амортизации (1/35 от эффекта в год) и дохода на капитал (11%*эффект*34/35 в год) 7 * Дополнительные эффекты: снижение ОРЕХ, потерь и т.п. – не оценивались Механизм оплаты услуги по передаче Манипуляции величиной мощности Прогнозный объём выпадающих, млн. руб. 2,608 2,858 2,858 Тюменьэнерго 1 010 430 496 491 МОЭСК 501 1,513 1,452 1,775 МРСК Юга 2 205 4,577 4,502 4,847 МРСК ЦиП 4 497 5,398 5,992 6,315 МРСК Урала 4,016 4,230 МРСК Центра 3 856 4 215 5,748 1,393 1,541 1,430 МРСК Сев.Зап. 425 4,833 5,080 5,086 Ленэнерго 2,658 2,077 Кубаньэнерго 0 2,000 1 207 4 478 3,766 4,000 МВт Расхождение величин мощности влечёт выпадающие доходы и, как следствие, невозможность исполнения ИПР 6,000 8,000 22 898 Заявленная мощность потребителей Мощность, учтенная в Балансе Мощность, учтенная при тарифом регулировании Необходимо синхронизировать величины мощностей при тарифном регулировании и взаиморасчётах со сбытовыми компаниями 8 Механизм оплаты услуги по передаче Ожидаемые изменения и результаты Ожидаемые результаты с середины 2013 года создание экономических стимулов для потребителей заявлять и использовать только необходимый объем мощности, и отказываться от уже имеющейся избыточной мощности (с возможностью перераспределения мощности в пользу других потребителей) формирование корректных ценовых сигналов на услуги по передаче электроэнергии между группами потребителей, оплата потребителями используемой ими сетевой мощности без распределения затрат содержания резерва мощности на другие группы потребителей снижение тарифов на услуги по передаче электрической энергии для потребителей < 670 кВт снижение потребности в инвестициях для технологического присоединения новых потребителей за счет использования высвобождаемых резервов сетевой мощности с середины 2013 года оптимизация использования инвестиционных ресурсов сетевых организаций с учётом расчетов по фактической мощности 9 Корректировка параметров РАБ регулирования Абзац шестой пункта 12 ПП РФ 1178 "величина заемных средств (с учетом остатков на начало долгосрочного периода регулирования) с третьего года долгосрочного периода регулирования, в отношении компаний, перешедших на метод доходности инвестированного капитала до 2012 года, с 2015 года, на конец каждого года долгосрочного периода регулирования составляет не менее 25 процентов размера инвестированного капитала, скорректированного с учётом абзацев 7-10 пункта 35;". Исходя из направленных в ФСТ моделей нарушается данный критерий по следующим филиалам Пермэнерго Владимирэнерго Ивэнерго Рязаньэнерго Тулэнерго Удмуртэнерго Кубаньэнерго 2015 0,31 0,29 0,27 0,22 0,34 0,21 0,17 Долга/База с учётом предложений 2016 0,28 0,25 0,26 0,20 0,27 0,20 0,14 2017 0,21 0,19 0,24 0,15 0,14 0,17 0,19 10 «Последняя миля» Экономическая оценка потребители «последней мили» 2011 года общее электро потребление 17% 103,7 млрд. кВтч сетевая НВВ 13% выручка 76,7 млрд. рублей 12 филиалов с самым значительным влиянием договоров «ПМ» на «собственную» НВВ ( более 50%) в 2011г. Читаэнерго Курскэнерго Нижновэнерго собственная НВВ 21% выпадающие 52,8 млрд. рублей проблема «последней мили» затрагивает 54 ДЗО Холдинга МРСК заключенные потребителями в 2011 году договора на передачу э/э с ФСК ЕЭС привели к выпадающим доходам в размере 10,6 млрд. рублей Вологдаэнерго Челябэнерго Ульяновские РС Томская РК Тамбовэнерго Хакасэнерго Оренбургэнерго наличие значительных объемов перекрестного субсидирования в стоимости электроэнергии для крупных потребителей рост тарифов на передачу при расторжении договоров для прочих потребителей: - в среднем + 15%; - максимально в 2 раза (Республика Хакасия) Мариэнерго Красноярскэнерго 0% 20% 40% 60% 80% 100% 120% 140% 160% всего по 2011 году 11 договор с ФСК с 01.01.2011, выпадающие 10,6 млрд. рублей «Последняя миля» Механизм компенсации Предложение ОАО «Холдинг МРСК» Текущая ситуация РСК Оплата услуг ФСК с перекрёсткой Оплата услуг БЕЗ перекрёстки РСК Оплата услуг ПМ Потреб-ль Потреб-ль ФСК с перекрёсткой Оплата услуг С перекрёсткой Потреб-ль Потреб-ль ПМ Потреб-ль Потреб-ль Отсутствие оплаты перекрестного субсидирования увеличивает тарифы на передачу электроэнергии для малого и среднего бизнеса Потреб-ль Потреб-ль обязать потребителей, имеющих договорные отношения с ФСК ЕЭС, оплачивать тарифы на услуги по передаче электрической энергии с учётом ставки "перекрёстного субсидирования" по населению 12 «Последняя миля» Оспаривание решений по Красноярскому краю апрель 2011 декабрь 2011 февраль 2012 апрель 2012 Обращение в Арбитражный суд Красноярского края о признании не действующими приказов РЭК Красноярского края Арбитражным судом требования МРСК Сибири удовлетворены Заявление о взыскании с бюджета Красноярского края 4,6 млрд. рублей убытков за 2011 год Кассационный суд оставил без изменений решение первой инстанции Арбитражного суда Красноярского края от 15.12.2010 г. № 299-п «Об установлении единых (котловых) тарифов…» приказа РЭК Красноярского края от 15.12.2010 г. № 308-п «Индивидуальные тарифы…» РЭК подана кассационная жалоба признан не действующим приказ РЭК Красноярского края от 15.12.2010 г. № 299-п «Об установлении единых (котловых) тарифов..." прецедент – необоснованные тарифные решения приводят к прямому ущербу бюджета субъекта РФ 13 Тарифные ограничения и конкуренция за тариф НВВ "Собственная" ФСК ТСО Потери 586 +6% 102 +15% +15% 79 млрд. рублей 436 +27% 343 +8% 67 51 62 162 +8% 75 71 95 504 112 92 115 +3% +21% +31% 145 128 102 77 +7% +20% +9% +13% +26% +32% 619 +38% +24% 2008 216 2009 Рост тарифа некоторых ТСО в 2009-2012 годах - Краснодарский край 172% - Санкт-Петербург 208% - Ленинградская область 212% +7% 231 2010 +9% 251 +2% 2011 Необходим экономический механизм регуляторного контроля за темпами роста тарифа ТСО внутри субъекта РФ 257 2012 (ожидание) 14
