Презентация заместителя Генерального директора ОАО

Переход на долгосрочное регулирование МРСК
и оптимизация тарифных решений в 2011 году
Москва
Всероссийское совещание ФСТ
7-8 апреля 2011
Переход на RAB-регулирование
2008
2009
Минимальная
RAB – элемент
НПА для запуска государственной
«пилотов»
политики по
энергосбережению




изм. 35-ФЗ
изм. ПП РФ № 109
МУ RAB приказ № 231-э
приказ ФСТ №192-э/4

261-ФЗ
8 регионов
2010
● 2011
2012
Правительственный Изменение НПА по
план по переходу на оптимизации
1. Совершенствование
тарифов
RAB

план и график
перехода на RAB
(30-р)

Приказ ФСТ № 296
9 регионов

ПП РФ 1172
36 регионов
94% стоимости
компании
качественного и
надёжного
энергоснабжения
2. Повышение
эффективности
операционной и
инвестиционной
деятельности
3. Совершенствование
методологии
долгосрочного
регулирования
- RAB с 01.01.2009
- RAB с 01.01.2010
- RAB с 01.01.2011
- «Индексный метод» с 01.01.2011
2
Динамика выручки по тарифу на передачу
НВВ "Собственная"
ТСО
ФСК
Потери
+26%
632
108
+15%
млрд.руб.
+27%
343
67
+8%
+24%
62
51
162
2008 г.
436
72
77
71
502
78
+8%
+32%
+31%
+39%
+36%
136
+34%
102
92
+29%
120
Региональные
факторы
+38%
+33%
216
2009 г.
Федеральные
факторы
+6%
+17%
230
2010 г.
+20%
268
2011 г.
3
Динамика структуры инвестиционных программ
4
Анализ структуры роста конечного тарифа
16%
14%
14,68%
2.54%
12%
2.32%
Факторы роста тарифа
- прочих ТСО и ЭСО
- МРСК
10%
1.57%
- ФСК
8.43%
- электроэнергии и мощности
поставщиков
8%
6%
4%
2%
0%
Решение сложившейся ситуации
Сокращение прироста тарифа на
электроэнергию для конечных до
уровня не превышающего 15%
с приростом тарифа 13,5%
в части собственных
расходов:
 ОРЕХ+ прочее: прирост к
2010г. 4,2% (доля
прироста «собственного»
тарифа 0,8%)
 САРЕХ: прирост к 2010г.
50% (доля прироста
«собственного» тарифа
12,7%)
За счёт ВСЕХ составляющих
тарифа для конечного
потребителя
5
Реализация задач по ограничению роста
тарифов в части РСК
Механизмы нивелирования
прироста свыше 15% тарифа на
передачу электроэнергии
Превышение над 15%
Курскэнерго
Омскэнерго
1. Снять ограничения на применение
механизма «сглаживания»
Калугаэнерго
Новгородэнерго
Астраханьэнерго
2. Снять ограничения на продление
долгосрочного периода
регулирования
Владимирэнерго
Томская РК
Кубаньэнерго
Нижновэнерго
3. Увеличить продолжительность
долгосрочного периода
регулирования до 7 лет
Ростовэнерго
Алтайэнерго
КабардиноБалкарский…
Псковэнерго
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
4. Оптимизировать объёма ИПР
При снижении федеральных факторов и ТСО проблема превышения 15% в части
региональных факторов сохраняется в 13 субъектах РФ (- 1,05% при сокращение
собственной выручки на 6,5 млрд. рублей)
6
Изменения НПА направленные на снижение
темпов роста тарифов в распределительных
электрических сетях
Прирост более 15%
Внесённые изменения
Прирост 15%
Необходимые по мнению Холдинг
МРСК изменения в НПА
в «Основы ценообразования» (ПП РФ
№109) в части:
 Снято ограничение в размере 12% от НВВ на
применение механизма «сглаживания» по
согласованию с ФСТ России
 Реализована возможность перехода к
регулированию на 5-ти летний с первого
долгосрочного периода регулирования
В порядок ФСТ России по согласованию
переход к RAB (183-э/1)
В МУ 231-э по регулированию методом RAB:
 Снять ограничение в размере 12% от НВВ на
применение механизма «сглаживания»
 Реализовать возможность перехода к
регулированию на 7-ти летний период
регулирования
 Снятие ограничения на продление долгосрочного
периода регулирования (не ранее второго года
первого 3летнего долгосрочного периода
регулирования)
7
Проблема роста тарифов в Курской области
12
3
коп/кВт.ч.
млн. руб.
10
1.7
2.01
2
8
1.8
1.3
1.7
1.56
2
1.44
6
1.8
1.3
1.1
1.18
1.0
4
0.7
1.0
6.6
1
1.4
4.4
0.79
2
1.1
0.99
4.3
3.3
2.6
2.4
1,5
1
0
-0.75
-1.1
-1.2
-2
0
2009
МРСК
2010
ТСО
ФСК
01.01.2011
сглаживание (с налогом на прибыль)
11.03.2011
2012 ДПР 3 года
Котловой тариф (ДПР - 3 года)
2012 (3+2)
Котловой тариф, (ДПР "3+2")
8
Влияние оптимизации управления в
распределительном сетевом комплексе
Количество ТСО по состоянию на 2011 год
по отношению к 2010 возросло на 6%
с 2 200 до 2 329 шт.
Доля в структуре «котлового» НВВ - 20%
Рост расходов: 29%
Исходная ситуация:
1. Большое числе ТСО в регионах
2. Длительность формирования
схемы развития электросетей
региона
3. Избыточный учёт
коммерческих и управленческих
расходов в тарифе
Оптимизация управления
электросетевых активов:
1. Исключение из расчёта
тарифов коммерческих и
управленческих расходов
(порядка 8% «котловой»
НВВ)
2. Снижение тарифа на
уровне 3%
Результаты:
1. Снижение тарифа
2. Единая программа ИПР
3. Единый подход
формирования источников
развития электросетей
региона
Консолидация ОАО «Ярославской
городской электросети» привела к
сдерживанию роста тарифа на 1,2%
9
Процедура рассмотрения разногласий
в ФСТ России
Разногласия
Тарифная
кампания
Досудебное
рассмотрение
Отмена
решений
до 175
дней
до 164
дня
Риски:
1. Утверждение тарифов на том же
уровне
2. При приостановлении рассмотрения
разногласий максимальный срок
нормативно неограничен
3. Фактические выпадающие доходы
могут быть компенсированы только
через 1,5-2 года*
до 55 дней
2011 г
Сложность и длительность обжалования
регуляторных
решений
приводит
к
трудностям исполнения инвестиционных и
ремонтных программ сетевых компаний
* Выпадающие доходы филиала
ОАО "МРСК Северо-Запада"
Колэнерго за 2010 год в размере
950 млн.руб. до настоящего
времени не компенсированы
10
Проблематика «последней мили» 2011 г.
потребители «последней мили» 2011 года
общее электро
потребление
17%
103,1 млрд. кВтч
сетевая НВВ
13%
выручка
82,2
млрд. рублей
12 ДЗО с самым значительным влиянием договоров
«ПМ» на «собственное» НВВ ( более 50%)
Читаэнерго
Курскэнерго
Нижновэнерго
собственная НВВ
21%
выпадающие
54,8
млрд. рублей
проблема «последней мили» затрагивает
59 ДЗО Холдинга МРСК
заключенные потребителями в 2011 году договора
на передачу э/э с ФСК ЕЭС приводят к
выпадающим доходам в размере 13 млрд. рублей
Вологдаэнерго
Челябэнерго
Ульяновские РС
Томская РК
Тамбовэнерго
Хакасэнерго
Оренбургэнерго
 отсутствие постановление правительства РФ
обеспечивающее возможность к заключения
договоров «последней мили»
 наличие значительных объемов перекрестного
субсидирования в стоимости электроэнергии
для крупных потребителей
Мариэнерго
Красноярскэнерго
0%
20% 40% 60% 80% 100% 120% 140% 160%
всего по 2011 году
договор с ФСК с 01.01.2011, выпадающие 13 млрд. рублей
11
Необходимые решения

Пакетное принятие регулятором решений по приведению к 15%
приросту тарифов (по федеральному и региональному фактору)

Оптимизация управления ТСО для сдерживания роста тарифов
на передачу

Решение проблемы «последней мили», снижение перекрёстного
субсидирования по промышленным потребителям

Повышение ответственности регионов по принятым тарифнобалансовым решениям через механизм рассмотрения
разногласий
12
СПАСИБО
ЗА
ВНИМАНИЕ