новый механизм дифференциации тарифов на передачу

4/2007
НОВЫЙ МЕХАНИЗМ ДИФФЕРЕНЦИАЦИИ
ТАРИФОВ НА ПЕРЕДАЧУ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ
ЭНЕРГИИ ПО ГРУППАМ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ
Тихомирова О.B., зам. генерального директора по
экономике и финансам ОАО «Смоленскэнерго»
Виноградов И.В., юрист Проектного офиса
Центра управления МРСК ОАО «ФСК ЕЭС»,
юрисконсульт ЗАО «ФИНЭКС Центр»
Р
егиональные сетевые компании (РСК), являющиеся, как правило, правопреемниками разделенных
в ходе реформы акционерных обществ энергетики и
электрификации (АО-энерго), относятся к естественно монопольным организациям и регулируются государством в части ценообразования.
Цели и принципы государственного регулирования
тарифов на электрическую энергию, установленные законодательством, легли в основу действующих Методических указаний Федеральной службы по тарифам (ФСТ)
по расчету регулируемых тарифов на розничном рынке.
Однако предлагаемый Постановлением Правительства
РФ от 26.02.2004 № 109 «О ценообразовании в отношении электрической и тепловой энергии в Российской Федерации» широкий перечень критериев отнесения потребителей к различным группам, для которых устанавливаются тарифы на передачу, был сужен в рамках действующих Методических указаний до уровней напряжения подключения и числа часов использования заявленной потребителем мощности. В результате четкого следования
методическим указаниям тарифы на одном уровне напряжения для потребителей с различным числом часов
использования заявленной мощности (технологически
правильный, но далеко не самый важный параметр) различаются в несколько раз, например, решением Департамента по тарифам Тульской области №33/1 от
15.12.2006 г. тарифы для потребителей, подключенных к
сетям ВН, различаются от 1,5 до 7,7 руб/(кВт•ч), а для потребителей НН — от 2,5 до 11,3 руб/(кВт•ч).
Очевидно, что подобный разброс тарифов не кажется потребителю справедливым, искажает ценовые
сигналы для регулируемых организаций и самого потребителя, осложняет взаимодействие сбытовых и
сетевых компаний с потребителем.
Клиентоориентированный подход предполагает активное участие сетевых компаний не только в вопросах
подключения новых потребителей, но и формирования
взаимовыгодной ценовой стратегии в отношении ранее
присоединенных потребителей, стимулирующей развитие
40
производства и потребления в регионе, а также позволяющей выстраивать инвестиционные планы в соответствии с запросами и потребностями потребителей.
Обеспечение некоторой степени свободы для РСК
в части самостоятельного формирования тарифных
групп не только не исключило бы контроль регулятора
за действиями естественного монополиста РСК, но
способствовало бы тесному и взаимовыгодному сотрудничеству РСК и потребителя — свобода тарифообразования в обмен на ответственность РСК за установленные тарифы. В современных реалиях ответственности за установленный тариф регулятор не несет и
никому не компенсирует возникающие в этой связи
убытки (РСК, регион, потребители).
Недостатки существующего принципа регулирования тарифа на передачу
Жесткое регулирование тарифа на передачу по всем
категориям потребителей, ограниченное делением по
уровням напряжения, не позволяет учитывать взаимные
интересы РСК и потребителей с целью стимулирования
потребности в электроэнергии и мощности. Регулирование базируется на системе противостояния РСК и регулятора (государства). Есть понимание, что государство неэффективно при регулировании тарифов для РСК, но неэффективность — это плата за надежность, при этом система «Затраты +» стимулирует рост операционных затрат
и поддержание надежности только за счет роста тарифа,
так как государство не может эффективно противостоять
завышению тарифов без ущерба для надежности.
Предлагаемые изменения принципа регулирования тарифа на передачу электроэнергии
Предлагаемая методология вводит разделение
потребителей на:
А — регулируемые группы (максимальный тариф
на передачу по которым задан регулятором);
Б — нерегулируемые группы (состав которых и тарифы на передачу определяет сетевая компания в
рамках установленной регулятором НВВ — необходимой валовой выручки).
ЭКОНОМИКА
Каждая группа потребителей приносит сетевой компании некоторые минимальные затраты, такие как: потери, амортизация, затраты на ремонт и эксплуатацию,
расходы на оплату труда и др., которые могут быть явно
отнесены на данную группу (идентифицируемые затраты). Если тариф на передачу электроэнергии для данной группы будет ниже идентифицируемых затрат, то
искажаются ценовые сигналы для РСК: развитие сетей
в данном направлении становится невыгодным. Это условие требует нежесткого соблюдения принципа котла:
тариф на передачу электроэнергии до сетей смежной
сетевой компании не может быть отрицательным.
Цели, которые достигаются при применении предлагаемой методологии (механизма расчета тарифа)
1. Увеличение потребления услуг РСК потребителями является главной целью, связывающей воедино интересы самого потребителя, РСК, Администрации области (региона) и муниципального образования. Увеличение потребления услуг является показателем развития бизнеса потребителя или увеличения уровня жизни
населения, показателем роста объема ВВП региона и
территории, увеличения налоговых поступлений и занятости в регионе, гарантией для РСК окупить свои постоянные затраты, возникающие при передаче электрической энергии, и получить прибыль на развитии производства при снижении среднего тарифа в регионе. Тем
самым достигается баланс интересов всех сторон.
2. Установление тарифов,
• стимулирующих рост объема потребления потребителей;
• учитывающих тенденции развития тех или иных
отраслей промышленности или сельскохозяйвенного
производства в регионе;
• учитывающих топологию и режимы нагрузки сетей в регионе;
• позволяющих выделить безрисковые группы потребителей в регионе с учетом объемов потребления
по этим группам.
Δ Расчет тарифов на передачу электрической
энергии основан на плановых показателях темпов инфляции, затрат и нормы прибыли для РСК, объемов
полезного отпуска по той или иной группе потребителей в соответствии с заявками на предстоящий расчетный год, что соответствует положениям Постановления Правительства РФ от 26.02.2004 № 109 «О ценообразовании в отношении электрической и тепловой энергии в Российской Федерации».
Δ РСК по согласованию с регулятором объявляет
группы потребителей, по которым будут устанавливаться тарифы на передачу в регионе, а также критерии отнесения потребителей к той или иной группе,
тем самым обеспечивается не дискриминационная
политика РСК по отношению к потребителям.
Δ Регулятором устанавливается и контролируется
объем необходимой валовой выручки (НВВ) РСК. Расчет
НВВ осуществляется регулятором в соответствии с Методическими указаниями, утверждаемыми ФСТ России.
Δ Регулятором выделяются группы потребителей, по которым тариф на передачу электроэнергии
устанавливается регулятором по жестко заданному
алгоритму расчета, так называемые «безрисковые»
группы (население, например, в пределах социальной нормы потребления, сельскохозяйственные производители, бюджетные, религиозные, организации
инвалидов и т.п.).
Δ РСК самостоятельно расcчитывает тарифы на передачу электроэнергии по остальным группам потребителей, основываясь на окупаемости минимально необходимых затрат и маркетинговой оценке платежеспособности данной группы потребителей. По обращению
потребителя регулятор может проверить расчеты РСК.
РСК определяет группы потребителей с одинаковым тарифом, исходя из условий режима потребления электроэнергии, особенностей подключения или
конфигурации сети для этой группы либо иных критериев, которые согласовывает с регулятором.
I. По признаку «конфигурация сети» потребителей
различают:
- по режиму надежности (резервирования) сети;
- по протяженности сети (сети или подстанции, построенные специально для одного потребителя, например: ветка сетей СН-2 напряжения для крупного потребителя ООО «Лентрансгаз» в Смоленской области или
параллельная высоковольтная линия для РЖД).
II. По признаку «особенности подключения» потребителей различают:
- по уровню напряжения подключения (ВН,СН,НН);
- по количеству вводов для данного потребителя (количество ячеек на подстанции, количество отдельных
линий от подстанции к устройствам потребителя и т.п.);
- по подключению напрямую к подстанции (граница балансового разграничения на подстанции);
- по удаленности точки подключения от генерирующего источника.
III. По признаку «режим потребления» потребителей различают:
- по коэффициенту загрузки сетевых мощностей
(ровный или неровный график, коэффициент загрузки
в среднем по году, наличие собственных генерирующих источников у потребителя и т.п.);
- по генерации либо потреблению реактивной
мощности — регулируется согласно правилам, установленным регулятором (ФСТ, РЭК или РСТ);
- по потреблению в критических узлах сети (улучшение/ухудшение режимов в сети).
Указанная классификация групп потребителей может рассматриваться как предложение и не является
исчерпывающей. Перечень выделяемых для регулирования групп может как расширяться, так и сужаться
по согласованию с регулирующим органом, исходя из
особенностей каждого конкретного региона. Тем самым обеспечивается гибкость предложенного механизма расчета тарифа на передачу.
Основное требование: все потребители, подключенные к сетям региональной сетевой компании,
должны быть отнесены к той или иной группе регулирования, индивидуальный потребитель не может быть
выделен в индивидуальную группу.
41
4/2007
Этапы расчета тарифов по группам потребителей
ЭТАП 1. Регулятор (РЭК или РСТ) определяет общий объем НВВ по передаче (необходимой валовой
выручки) для РСК — НВВРСК.
1.1 Регулирование затрат на содержание по статьям сметы.
1.2 Прибыль определяется РЭК одним из методов:
сумма расходов из прибыли регулируется РЭКом аналогично статьям себестоимости либо по методике доходности инвестированного капитала.
1.3 РЭКом определяется стоимость нормативных потерь в сетях РСК исходя из норматива потерь в сетях
РСК, утвержденного Минпромэнерго, и тарифа на покупку электроэнергии с оптового рынка, установленного
для гарантирующего поставщика на территории области
тарифа покупки электроэнергии с оптового рынка.
ЭТАП 2. Регулятор определяет максимальную плату за передачу электроэнергии для регулируемых
групп потребителей.
1. Население — жестко регулируемая группа потребителей.
Тариф для этой группы может устанавливаться регулятором в пределах социальной нормы и сверх социальной нормы, что соответствовало бы принципу
социальной справедливости при существовании перекрестного субсидирования населения промышленными потребителями. Максимальный тариф на передачу
для группы населения рассчитывается по формуле
ТimaxРСКрег гp = Тmaxрег гр - ТОРЭ - ТСб - Табон.пл. ,
рег гр
(1)
где ТimaxРСК
— максимальная плата за передачу
для i-той регулируемой группы;
Тmaxрег гр — предельный максимальный тариф для
населения на территории области;
ТОРЭ — тариф покупки электроэнергии с оптового
рынка, установленный для гарантирующего поставщика на территории области;
ТСб — сбытовая надбавка гарантирующего поставщика, установленная регулятором на территории области;
Табон.пл. — ставка абонентной платы, установленная
регулятором для гарантирующего поставщика на территории области.
2. Сельхозтоваропроизводители — менее жестко
регулируемая группа потребителей. Тариф для этой группы может устанавливаться регулятором с учетом региональных особенностей развития сельскохозяйственного
производства, возможностей бюджета региона по оказанию помощи сельхозтоваропроизводителям и т.п. Может
быть установлен один тариф в пределах лимита потребления, другой — на сверхлимитное потребление. Плата за
передачу электроэнергии по сетям РСК устанавливается
аналогично, исходя из предельного максимального конечного тарифа для данной регулируемой группы
ТjmaxРСКрег гр — максимальная плата за передачу
для j-той регулируемой группы.
Может быть установлена плата за передачу по сетям РСК Тj+1maxРСКрег гр — максимальная плата за передачу для j-той регулируемой группы для сверхлимитного потребления.
42
3. Бюджетные потребители (в пределах лимита
потребления, сверх лимита)
ТkmaxРСКрег гр — максимальная плата за передачу
для k-той регулируемой группы.
Может быть установлена плата за передачу по сетям РСК Тk+1maxРСКрег гр — максимальная плата за передачу для k-той регулируемой группы для сверхлимитного потребления.
4. Социально значимые потребители (предприятия
инвалидов, общества слепых, религиозные организации)
ТlmaxРСКрег гр — максимальная плата за передачу
для l-той регулируемой группы.
5. Определение НВВ по всем регулируемым
группам потребителей
НВВmaxРСКрег гр = ТimaxРСКрег гр•WiРСКрег гр +
+TjmaxРСКрег гр•WjРСКрег гр + ТkmaxРСКрег гр•WkРСКрег гр +
+ ТlmaxРСКрег гр•WlРСКрег гр ,
(2)
где WiРСКрег гр — объем потребления для i-той регулируемой группы;
WjРСКрег гр — объем потребления для j-той регулируемой группы;
WkРСКрег гр — объем потребления для k-той регулируемой группы;
WlРСКрег гр — объем потребления для l-той регулируемой группы.
В случае, если регулятор устанавливает различные тарифы для потребления в пределах социальной
нормы (для населения i-той регулируемой группы) и
сверх социальной нормы (для населения i+1-ой регулируемой группы), НВВРСК по этой группе потребителей будет рассчитываться, как
НВВimaxРСКрег гр = ТimaxРСКрег гр•WiРСКрег гр +
+ Тi+1maxРСКрег гр•Wi+1РСКрег гр ,
(3)
рег
где WiРСК гр — объем потребления для i-той регулируемой группы в пределах социальной нормы;
Wi+1РСКрег гр — объем потребления для i-той регулируемой группы сверх социальной нормы;
ТimaxРСКрег гр — максимальная плата за передачу для
i-той регулируемой группы в пределах социальной нормы;
Тi+1maxРСКрег гр — максимальная плата за передачу для
i-той регулируемой группы сверх социальной нормы.
ЭТАП 3. Определение НВВ по нерегулируемым
группам потребителей
НВВРСКнерег гр = НВВРСК - НВВmaxРСКрег гр.
(4)
Граничное условие для определения тарифов на
передачу электроэнергии по группам потребителей:
тариф на передачу больше или равен переменных
затрат (потери).
Потери могут приниматься как переменные (зависящие от перетока электроэнергии), так и в виде суммы переменных и постоянных потерь (не зависящих
от перетока электроэнергии, например, потери холостого хода в трансформаторах).
Тn гр ≥ Vn гр
(5)
— тариф для потребителей любой группы не может
быть ниже переменных затрат.
ЭКОНОМИКА
По результатам этапов 1, 2 и 3 определен минимальный объем НВВ, подлежащий распределению на
ту или иную нерегулируемую группу потребителей.
РСК распределяет этот объем НВВ самостоятельно,
не согласуя с регулятором.
ЭТАП 4. Идентификация прямых затрат.
Для каждого уровня напряжения и группы потребителей на этом уровне напряжения определяются прямые операционные затраты и инвестиционные затраты из прибыли (затраты на модернизацию или реконструкцию). Тем самым соблюдается справедливый
принцип распределения затрат на тех потребителей,
для которых производится, например, реконструкция
сетей или подстанций. Составляется матрица прямых
затрат (табл.1).
Тариф для n-ой группы потребителей рассчитывается по формуле
Тn гр ≥ Vn гр + Rn гр ,
(6)
где Vn гр — переменные затраты (стоимость потерь)
для n-ой группы;
Rn гр — прямые расходы из себестоимости (амортизация линий, подстанций, работающих на данную группу потребителей, страховые платежи за это оборудование, налог на имущество и на землю) и прибыли (инвестиционные затраты, % платежи по инвестиционным
кредитам, относящиеся к данному уровню напряжения
или n-ой группе потребителей (постоянные расходы).
Принцип распределения прямых постоянных затрат, идентифицированных данному уровню напряжения, но не относящихся прямо к конкретной группе потребителей, может быть выбран РСК самостоятельно,
например, по суммарной заявленной мощности группы либо по суммарному полезному отпуску.
ЭТАП 5. Распределение прочих (не прямых)
расходов.
Остаток прочих расходов из себестоимости, не
идентифицированных с определенной группой потребителей, может распределяться РСК самостоятельно
одним из следующих методов:
- пропорциональным;
- маркетинговой оценки, в том числе оценки уровня платежеспособности группы.
Остаток прочих расходов из прибыли может быть
распределен по принципу:
- в % от тарифа на передачу для данной группы;
- в % от конечного тарифа для группы;
- в коп/кВт•ч для конкретной группы.
Условие регулятора при подведении итогов прошедшего периода регулирования и установлении тарифов на следующий период регулирования:
• превышение суммарного НВВ, полученного РСК
при изменении (повышении) отпуска потребителям,
не штрафуется регулятором. Целесообразно было бы
согласовывать с регулятором направление дополнительного дохода на финансирование согласованных
инвестиционных программ;
• превышение суммарного НВВ, полученного за
счет перераспределения отпуска энергии по группам
потребителей, расценивается регулятором как кредитование за счет потребителей и изымается из НВВ следующего периода регулирования с уплатой процентов
за пользование по ставке ЦБ на сумму этих средств в
пользу соответствующей группы потребителей;
• недобор НВВ, связанный с объективным снижением отпуска потребителям (снижение объемов производства потребителями, общая температурная тенденция, например, аномально теплая зима 2007 г., повлекшая снижение объемов потребления практически
всеми группами потребителей), учитывается регулятором как «выпадающие доходы» РСК в следующем
периоде регулирования также с уплатой процентов за
Таблица 1
Потребители,
классифицированные
по конфигурации сетей
с резерви- без резеррованием вирования
сети
сети
Потребители,
классифицированные
по особенности подключения
в непосредственной близости
от генерации
присоединенные
к шинам
подстанции
Потребители,
классифицированные
по режиму потребления
ровный
график
загрузки
неровный
график
загрузки
ВН
Более 6000 ч использования
заявленной мощности
Менее 6000 ч использования
заявленной мощности
Длинные сети, преимущественно
для данного потребителя
СН 1
Аналогично ВН
СН 2
Аналогично ВН
НН
Более 4000 ч использования
заявленной мощности
Менее 4000 ч использования
заявленной мощности
43
4/2007
пользование по ставке ЦБ на сумму этих средств в
пользу соответствующей группы потребителей.
ВЫВОДЫ
1. Предложенная методология (механизм)
расчета тарифа на передачу электроэнергии для
региональных сетевых компаний (РСК) не противоречит Основам ценообразования в отношении
электрической и тепловой энергии в Российской
Федерации, утвержденным Постановлением Правительства РФ от 26.02.2004 № 109.
• Дифференциация регулируемых тарифов
(цен) по группам (категориям) потребителей электрической энергии (мощности) должна отражать
различия в стоимости производства, передачи и
сбыта электрической энергии (мощности) для
групп потребителей и производиться, исходя из
следующих критериев:
1) величины присоединенной (заявленной)
мощности потребителей электрической энергии;
2) режимов использования потребителями
электрической мощности;
3) категории надежности электроснабжения;
4) уровня напряжения электрической сети;
5) иных критериев в соответствии с законодательством Российской Федерации.
• Тарифы на услуги по передаче электрической энергии по распределительным сетям определяются путем деления необходимой валовой выручки организаций, оказывающих данные
услуги (в том числе с привлечением других организаций), на суммарную присоединенную (заявленную) мощность потребителей услуг в расчетном периоде регулирования и дифференцируются по уровням напряжения и иным критериям, установленным законодательством Российской
Федерации, в соответствии с методическими
указаниями, утверждаемыми Федеральной
службой по тарифам.
Это согласуется с целями и принципами государственного регулирования, изложенными в законе №41-ФЗ от 14.04.2005 «О государственном
регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в РФ».
Государственное регулирование тарифов осуществляется в целях
– защиты экономических интересов потребителей от монопольного повышения тарифов;
– создания механизма согласования интересов производителей и потребителей электрической и тепловой энергии;
– формирования конкурентной среды в электроэнергетическом комплексе для повышения эффективности его функционирования и минимизации тарифов;
– создания экономических стимулов, обеспечивающих использование энергосберегающих
технологий в производственных процессах;
44
– обеспечения юридическим лицам — производителям электрической энергии (мощности)
независимо от организационно-правовых форм
права равного доступа на оптовый рынок.
Принципы государственного регулирования
тарифов:
– обеспечение баланса экономических интересов поставщиков и потребителей электрической и тепловой энергии на основе доступности
указанных видов энергии и с учетом обеспечения
экономически обоснованной доходности инвестиционного капитала, вложенного в производство и передачу электрической и тепловой энергии
и деятельность по оперативно-диспетчерскому
управлению в электроэнергетике;
– определение экономической обоснованности планируемых (расчетных) себестоимости и
прибыли при расчете и утверждении тарифов;
– обеспечение экономической обоснованности затрат коммерческих организаций на производство, передачу и распределение электрической и тепловой энергии;
– обеспечение коммерческих организаций в
сфере производства, передачи и распределения
электрической и тепловой энергии финансовыми
средствами на развитие производства, научнотехническое и социальное развитие;
– создание условий для привлечения отечественных и иностранных инвестиций;
– учет результатов деятельности энергоснабжающих организаций по итогам работы за период
действия ранее утвержденных тарифов.
2. Для расчета тарифов на передачу в соответствии с предложенной методологией РСК будут создавать и накапливать информацию в подробной базе
данных по каждому присоединенному потребителю.
Для этого необходимо провести ревизию существующего сетевого оборудования в соотношении с требованиями подключенных к данному оборудованию
конечных потребителей и распределительных сетевых компаний. Кроме того, каждому потребителю
должны быть присвоены признаки, классифицирующие его принадлежность к той или иной группе.
Получая заявки на присоединение новых потребителей, специалисты РСК сразу смогут оценить прирост доходов и расходов от нового присоединения (по планируемому объему потребления электроэнергии потребителем) и скорректировать свою ценовую стратегию в случае необходимости. Кроме того, поскольку каждой группе
потребителей соотнесено соответствующее электросетевое оборудование, прирост потребления
по каждой группе будет давать сигналы для инвестиционных вложений в развитие и реконструкцию соответствующих участков сетей.
Ценовые сигналы, получаемые потребителем
и от потребителя, позволят соотносить планы развития сетей и территориальное распределение
потребляющих мощностей.
ЭКОНОМИКА
3. В рамках укрупнения сетевого бизнеса (создание МРСК) сравнение тарифов и минимальных
затрат по разным группам потребителей, рассчитанных в соответствии с данной методологией,
позволит оптимизировать распределение инвестиционных и производственных ресурсов между
входящими в МРСК сетевыми компаниями.
4. Предложенная методология требует изменения существующего взгляда на определение
величины перекрестного субсидирования. Перекрестным субсидированием будет являться установление тарифа ниже минимальных (переменных и идентифицируемых постоянных) затрат для
данной группы потребителей. Очевидно, что объем перекрестного субсидирования уменьшится
по сравнению с существующим подходом. Это позволит не перегружать те тарифные группы, которые являются менее платежеспособными (население, бюджет, сельскохозяйственных потребителей на низком напряжении).
В табл. 2 приведены примеры тарифов, рассчитанных в соответствии с предложенной методикой. Анализ полученных тарифов позволяет сделать вывод о
значительно широком тарифном меню, позволяющем
удовлетворить как интересы потребителя, так и сохранить социально защищенные группы потребителей. Диаграммы 1 и 2 иллюстрируют предлагаемые и
действующие тарифы на примере Смоленской области (ОАО «Смоленскэнерго»).
Таблица 2
Тариф, рассчитанный
по предложенной
методике, коп/(кВт•ч)
Регулируемая группа
население городское (соцнорма)
население сельское+эл/пл (соцнорма)
соц. значимые организации (предприятия инвалидов,
ВОС, религиозные организации)
бюджетные организации (в пределах лимита)
Сельскохозяйственные потребители на НН
Нерегулируемая группа
1. Потребители на ВН
1.1. В непосредственной близости от генерации
1.1.1. более 6000 ч исп. заявл. мощности
1.1.2. до 6000 ч исп. заявл. мощности
1.2. Присоединенные к шинам подстанции
1.2.1. более 6000 ч исп. заявл. мощности
1.2.2. до 6000 ч исп. заявл. мощности
1.3. Длинные сети преимущественно для данного потребителя
1.3.1. с резервированием
1.3.2. без резервирования
2. Потребители на СН
3. Потребители на НН
3.1. Присоединенные в непосредственной близости от ТП
3.1.1. более 4000 ч исп. заявл. мощности
3.1.2. до 4000 ч исп. заявл. мощности
3.2. Присоединенные через длинную сеть
3.1.1. более 4000 ч исп. заявл. мощности
3.1.2. до 4000 ч исп. заявл. мощности
Действующий
Отклонение,
тариф на передачу,
%
коп/(кВт•ч)
123,73
86,61
123,73
86,61
100,00 %
100,00%
123,73
145,57
85,00 %
160,00
180,00
145,57
145,57
109,91 %
123,65 %
38,95
25,39
24,50
28,06
37,00
32,13
45,90
62,48
66,79
61,23
84,77
187,60
87,09
78,69
90,14
337,61
308,80
349,87
58,46
58,46
58,46
58,46
58,46
58,46
58,46
58,46
58,46
58,46
115,04
145,57
145,57
145,57
145,57
145,57
145,57
145,57
66,63 %
43,44 %
41,92 %
48,00 %
63,30 %
54,96 %
78,52 %
106,88 %
114,25 %
104,74 %
73,68 %
128,87 %
59,82 %
54,06 %
61,92 %
231,93 %
212,13 %
240,35 %
45