Москва, апрель 2012

Предложения по учёту степени загрузки объектов электросетевого хозяйства при формировании тарифов на услуги по передаче электроэнергии

Первый заместитель генерального директора

А.В. Демидов

Механизм оплаты услуг по передачеo 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 регулированияo 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

Ключевые проблемы регулирования сетевого комплекса

2

Технологическое

ПрисоединениеПотребитель

ТСО

МощностьMAX

Эксплуатация

Потребитель

ТСО

МощностьMAX

МощностьФАКТ

Мощность, зарезервированная за

крупным потребителем, оплачивается всеми

потребителями

По ПП РФ 1178 НВВ ТСО зависит от загрузки оборудования.

Потребитель оплачивает фактически потреблённую мощность

Противоречие

ТСО поддерживает Максимальную мощность для потребителя

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

Механизм оплаты услуги по передаче Текущая ситуация

3

повысить ответственность органов исполнительной власти субъектов РФ при утверждении инвестиционных программпозволит снизить расходы на строительство «невостребованной» мощности и перераспределить их на поддержание сети

оплата потребителем услуг по передаче с учетом мощности, заявленной при технологическом присоединенииэкономически стимулирует потребителя к оптимизации мощности (как по величине, так и по срокам ввода) при технологическом присоединении

Механизм оплаты услуги по передаче Использование мощности, заявленной при ТП

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

Факт использования потребителями заявленной мощности на примере МРСК Центра

4

422

677

Распределение оплаты резерва мощности на потребителя-владельца (> 670 кВт) создаст экономический

стимул для оптимизации через отказ или продажу избытка мощности

Использование мощности потребителями на примере Ярославской области, МВт

Изменение платежа за услугу(млрд. рублей)

Механизм оплаты услуги по передачеКак изменения повлияют на платеж потребителя

потребитель

«ДО»оплата резерва всеми

«ПОСЛЕ» оплата резерва

потребителем-

владельцем

изменение

(%)

> 670 кВт

1,2 1,4 +22

прочие 5,4 5,2 -5

509168

2,5х

мощность во владении

> 670 кВт прочие

5

27%

73%

40%

33%

27%

6

Существующая ситуация в г. Москва

* 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

По данным СО 83 из 113 ПС (73 %) в г. Москва имеют ограничения для ТП

Пересмотр критериев* отнесения

центров питания к закрытым

Возможная ситуация в г. Москва − присоединение

потребителей за счет высвобождаемой мощности, без существенных затрат капитального характера− повышение экономической эффективности всего электросетевого комплекса

Механизм оплаты услуги по передаче Как изменения повлияют на присоединение к сети

Ввести понятия «условно закрытые» (с учётом неиспользуемой мощности), что позволит присоединять потребителей за

счет высвобождаемой мощности, без существенных инвестиционных затрат

закрытые для ТП открытые для ТП «условно закрытые» для ТП

6

Эффект

* Дополнительные эффекты: снижение ОРЕХ, потерь и т.п. – не оценивались

Кап. затраты на ТП в ИПР БЕЗ

использования резерва

- Замена трансформаторов- Реконструкция ЗРУ- Изменение схемы ОРУ- СМР- ПИР

Кап. затраты на ТП в ИПР ПРИ использовании

резерва

Белгородская область

264,7 млн.руб

Замена трансформаторов 3*16 МВА на 2*40 МВА, реконструкция ЗРУ

35/10 кВ, ОРУ 110 кВ

ЗАО «Свинокомплекс Короча»

(закрытый ЦП)

ООО «Яковлевостройдетал

ь»

(закрытый ЦП)

125 млн.руб

Замена трансформаторов 2*15 МВА на 2*25 реконструкция РУ 6 кВ

66,2 млн.руб

10,6 млн.руб

Реконструкция ЗРУ 10 кВ с заменой ячеек 10кВ на ОПУ+ЗРУ

Установка 6 дополнительныхячеек 6 кВ

Ярославская область

86 млн.руб.

ООО «Глобал 1» Замена трансформаторов 2*16 МВА на 2*25, реконструкция РУ 6 кВ

19 млн.руб.

Установка 6 дополнительных ячеек 6 кВ

- Реконструкция ЗРУ- СМР- ПИР

198,5 млн.руб

114,4 млн.руб.

67 млн.руб.

Основной*: снижение капитальных затрат в ИПР

в виде снижения амортизации (1/35 от эффекта в год) и дохода на капитал (11%*эффект*34/35 в год)Учёт в НВВ

Механизм оплаты услуги по передачеКакой экономический эффект принесут изменения

7

Кубаньэнерго

Ленэнерго

МРСК Сев.Зап.

МРСК Центра

МРСК Урала

МРСК ЦиП

МРСК Юга

МОЭСК

Тюменьэнерго

0 1,000 2,000 3,000 4,000 5,000 6,000 7,000

3,766

5,086

1,430

5,748

6,315

4,847

1,775

491

2,858

2,077

5,080

1,541

4,230

5,992

4,502

1,452

496

2,858

2,658

4,833

1,393

4,016

5,398

4,577

1,513

430

2,608

Заявленная мощность потребителейМощность, учтенная в БалансеМощность, учтенная при тарифом регулировании

МВт

Прогнозный объём выпадающих, млн. руб.

501

2 205

4 497

3 856

4 215

425

1 207

4 478

22 898

Расхождение величин мощности влечёт

выпадающие доходы и, как следствие, невозможность

исполнения ИПР

Необходимо синхронизировать

величины мощностейпри тарифном

регулировании и взаиморасчётах со

сбытовыми компаниями

1 010

Механизм оплаты услуги по передачеМанипуляции величиной мощности

8

Механизм оплаты услуги по передачеОжидаемые изменения и результаты

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

9

Ожидаемые результаты с середины 2013 года

с середины 2013 года оптимизация использования инвестиционных ресурсов сетевых организаций с учётом расчетов по фактической мощности

10

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

Долга/База с учётом предложений

  2015 2016 2017

Пермэнерго 0,31 0,28 0,21

Владимирэнерго 0,29 0,25 0,19

Ивэнерго 0,27 0,26 0,24

Рязаньэнерго 0,22 0,20 0,15

Тулэнерго 0,34 0,27 0,14

Удмуртэнерго 0,21 0,20 0,17

Кубаньэнерго 0,17 0,14 0,19

потребители «последней мили» 2011 года

103,7 млрд. кВтч

выручка 76,7 млрд. рублей

общее электро потребление 17%

сетевая НВВ 13%

«Последняя миля» Экономическая оценка

выпадающие 52,8 млрд. рублей собственная НВВ 21%

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)

12 филиалов с самым значительным влиянием договоров «ПМ» на «собственную» НВВ ( более 50%) в 2011г.

Красноярскэнерго

Мариэнерго

Оренбургэнерго

Хакасэнерго

Тамбовэнерго

Томская РК

Ульяновские РС

Челябэнерго

Вологдаэнерго

Нижновэнерго

Курскэнерго

Читаэнерго

0% 20% 40% 60% 80% 100% 120% 140% 160%всего по 2011 годудоговор с ФСК с 01.01.2011, выпадающие 10,6 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

11

Потреб-ль

Потреб-ль

ПМ

РСКс

перекрёсткой

Оплата услуг

Потреб-ль

Потреб-ль

ФСКБЕЗ

перекрёстки

Оплата услуг

Потреб-ль

Потреб-ль

ПМ

РСКс

перекрёсткой

Оплата услуг

Потреб-ль

Потреб-ль

ФСКС

перекрёсткой

Оплата услуг

Текущая ситуацияПредложениеОАО «Холдинг

МРСК»

обязать потребителей, имеющих договорные отношения с ФСК ЕЭС, оплачивать тарифы на услуги по

передаче электрической энергии с учётом ставки "перекрёстного субсидирования"

по населению

Отсутствие оплаты перекрестного субсидирования увеличивает тарифы на передачу электроэнергии для малого и

среднего бизнеса

«Последняя миля»Механизм компенсации

12

апрель 2011Обращение в

Арбитражный суд Красноярского края о

признании не действующими

приказов РЭК Красноярского края

декабрь 2011Арбитражным судом

требования МРСК Сибири

удовлетворены

РЭК подана кассационная

жалоба

апрель 2012Кассационный суд

оставил без изменений решение первой инстанции

Арбитражного суда Красноярского края

февраль 2012Заявление о взыскании с

бюджета Красноярского края 4,6 млрд.

рублей убытков за 2011 год

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…»

признан не действующим приказ РЭК Красноярского края от 15.12.2010 г. № 299-п «Об установлении единых (котловых) тарифов..."

«Последняя миля»Оспаривание решений по Красноярскому краю

прецедент – необоснованные тарифные решения приводят к прямому ущербу бюджета субъекта РФ

13

14

Тарифные ограничения и конкуренция за тариф

2008 2009 2010 2011 2012(ожидание)

162216 231 251 256.8918

62

77102

128 144.9728

51

71

92

112115.36

67

75

79

95101.65

НВВ "Собственная" ФСК ТСО Потери

млр

д. р

убле

й

+24%

+38%

+8%

+7%

+32%

+31%

+9%

+9%

+26%

+21%

+20%

+27%

+15%

+15%

+2%

+13%

+3%

+7%

+6%

+8%343

436

504

586619

Необходим экономический

механизм регуляторного

контроля за темпами роста тарифа ТСО

внутри субъекта РФ

- Краснодарский край 172%

- Санкт-Петербург 208%

- Ленинградская область

212%

Рост тарифа некоторых ТСО

в 2009-2012 годах