Вопросы регулирования Сетевого комплекса в условиях 2011 года Заместитель генерального директора по экономике и стратегическому развитию, Семенов А.П. ОАО «Дальневосточная распределительная сетевая компания» Июль 2010 Основные вопросы в июне • Корректировка Инвест.программ – требования 977 Постановления Правительства и Методики ФСТ • Как реализовать Распоряжение Правительства № 30 – переход на долгосрочный тариф • Последняя миля - предложения по решению есть, но риски остались 1. Корректировка ИПР – необходима оперативность Изменения в Инвестиционной программе утверждаются по ПП № 977 в срок до 1 октября текущего года. • Не определен порядок проведения корректировок: какое возможное количество корректировок, периоды корректировок (если корректируется текущий год, то автоматически затрагиваются последующие периоды); • Не определен порядок учета регулирующими органами согласованных изменений: Отсутствие четкого механизма предварительного согласования не позволяет направлять средства на реализацию необходимых мероприятий и влечет риск исполнения инвестиционной программы. • Строительство/реконструкция объекта не внесенного в утвержденную ИПР не включается в расчет базы капитала С момента разработки ИПР (май-июнь) и момента утверждения (август) до момента начала реализации (январь-февраль след.года) проходит более полугода, как следствие появляются у регионов потребность в новых объектах электросетевого хозяйства. БЕЗ СОГЛАСОВАНИЯ КОРРЕКТИРОВКИ КОМПАНИЯ СТРОИТ ОБЪЕКТЫ ПОЛНОСТЬЮ В ЗОНЕ РИСКА ! 3 Зачем нужна корректировка ИПР • Разделом IV Методических указаний по регулированию тарифов с применением метода доходности инвестированного капитала (Приказ ФСТ от 26 июня 2008 г. N 231-э Зарегистрирован в Минюсте РФ 7.07.08 г. N 11931) определено, что изменения, не предусмотренные согласованной инвестиционной программой, учитываются в расчете капитала при условии их предварительного согласования регулирующими органами. Объекты, не вошедшие в утвержденную ИПР 2010-2012гг. филиала «Приморские ЭС» : 1. 14.03.2010г. Замена поврежденного силового трансформатора Т-2 на ПС-110 кВ «Уссурийск-1» - 27,1 млн.руб. без НДС 2. 25.05.2010г. Принято решение по Реконструкции ВЛ-35 кВ Эгершельд-Зеленая-КЭТ (вынос сетей на о.Русский) - 22,1 млн.руб. без НДС 3. В течение года поступило заявок на технологические присоединение потребителей – 852 шт., заключено договоров ТП - 473 шт. Вопросы, требующие решения: • Необходим механизм предварительного согласования с регулирующими органами ИПР (согласно раздела IV Методических указаний) • Возможное количество корректировок в период до 1 октября текущего года – 1 раз в квартал • Влияние корректировки – влияние на НВВ текущего года и долгосрочный период регулирования (3-х, 5-ти летний период) • Норма 977 ПП – отклонение до 15% не согласовывается, как применять ? 4 Основные вопросы в июне • Корректировка Инвест.программ – требования 977 Постановления Правительства и Методики ФСТ • Как реализовать Распоряжение Правительства № 30 – переход на долгосрочный тариф • Последняя миля - предложения по решению есть, но риски остались 5 2. Готовность ОАО «ДРСК» к переходу на RAB Распоряжением Правительства РФ от 19.01.2010 №30-р установлены сроки перехода филиалов ОАО «ДРСК к регулированию тарифов по методу RAB: С 01 января 2011 года: Амурские ЭС, Хабаровские ЭС, ЭС ЕАО, ЮЯЭС ИНВЕСТОРЫ заинтересованы в справедливой оценке и росте величины капитала РЕГИОНЫ заинтересованы в создании инфраструктуры и повышении инвестиционной привлекательности Параметры перехода на RAB, учитывающие сложившуюся в регионе ситуацию и значимость последствий тарифного регулирования для социальноэкономического развития региона. РЕГУЛЯТОРЫ заинтересованы в установлении долгосрочных правил игры и прогнозируемых темпах роста тарифов СЕТЕВЫЕ КОМПАНИИ заинтересованы в увеличении инвестиций и повышении надежности электроснабжения ФСТ России подготовлен проект приказа «об ограничениях перехода на RAB», который существенно меняет приоритеты метода RAB 6 Переход на RAB при ограничении темпов роста тарифов для сетевых компания - Проблемы: Прогнозируемый высокий рост среднеотпускного тарифа по регионам, который обусловлен: высокой долей НВВ ОАО «ДРСК» в тарифе региона; наличием межтерриторильного перекрестного субсидирования; выпадающие доходы (досудебный спор по 3 регионам) Отказ регулирующих органов принимать справедливую оценку инвестированного капитала, выполненную независимыми экспертами – ограничения, а точнее ТОРМОЗ будущих инвестиций Проблемы тарифного регулирования (вопросы «последней мили», межтерриториального перекрёстного субсидирования) факторы значительного роста конечного тарифа, а не RAB Действующее законодательство не полностью раскрывает порядок учета активов, включенных в базу инвестированного капитала. Отсутствуют форматы учета. 7 Основные вопросы в июне • Корректировка Инвест.программ – требования 977 Постановления Правительства и Методики ФСТ • Как реализовать Распоряжение Правительства № 30 – переход на долгосрочный тариф • Последняя миля - предложения по решению есть, но риски остались 8 3. Последствия ухода потребителей по объектам «последней мили» (в условиях 2010г.) в т.ч. Филиал ОАО «ДРСК» НВВ всего* (млн.руб.) Доля НВВ на ПМ (в %) НВВ на собственн ое содержани е Размер НВВ на ПМ (в млн.руб.) Размер выпадающих , в случае прекращения договоров аренды 1 943,5 НВВ всего* Доля выпад. в НВВ на собственное содержание 1 302,5 48,6 % 57,2% 1. Амурские ЭС 4 001,5 2 278,4 2. Еврейская АО 890,8 419,8 529,1 390,4 59,4 % 93 % 3. Хабаровский край 2 524,2 1 223,3 456,1 167,4 18,1 % 13,7 % 4. Приморский край 4 141,6 2 045,3 727,9 324,2 17,6 % 15,9 % 820,2 544,6 29,5 22,0 3,6% 4% 12 378,3 6 511,4 3 686,1 2 206,6 29,8 % 33,9 % 5. Юг Якутии Итого * Общая НВВ с учетом объектов «последней мили» 9 «Последняя миля» - риски велики Потребители «последней мили» 2010 года 5,7 млн. кВтч потребления 26,6 % 3,7 млрд. руб. выручки общее электро потребление 29,8% в НВВ ОАО «ДРСК» 17% Рост среднего тарифа на услуги передачи электроэнергии по ОАО «ДРСК» +19,9 % сетевая НВВот ПМ В случае отказа Ограничение последней мили имеет серьезные последствия для региона, где удельный вес потребителей на объектах ПМ очень высок (Амурская область и ЕАО) рост тарифа для прочих потребителей (2010год) Амурская область Приморский край Еврейская АО Хабаровский край 22% Между ОАО «ФСК» и ОАО «Русэнергосбыт» заключен договор на передачу эл.энергии (с 01.01.2011г.) на объекты тяговых подстанций ОАО «РЖД» 47,9 % 14,0% 38,3 % 22,6% РЕШЕНИЕ: введение ограничений на транспортировку электроэнергии потребителям розничного рынка магистральной сетевой компании, минуя территориальные распределительные сетевые компании Или «КОТЕЛ» региона с участием НВВ ОАО ФСК 10 Негативные последствия для ОАО «ДРСК», связанные с выходом потребителей на прямые договоры с ФСК. Риски ОАО «ДРСК» утратит возможность развиваться, появляются потребители «первого и второго сорта», конфликт интересов ФСК и ОАО «ДРСК». Крупные потребители уходят от перекрестного субсидирования Несогласование со стороны субъектов РФ единовременного значительного повышения конечных тарифов и тарифов для РСК на территориях соответствующих субъектов РФ. Действия фактически подконтрольного Российской Федерации открытого акционерного общества «ФСК ЕЭС» противоречат предпринимаемым Федеральными органами власти и субъектами РФ реальным усилиям по поэтапной ликвидации перекрестного субсидирования в электроэнергетике, и сохранению стабильности в регионах. 11 Предложения и вопросы: • Подход по определению ПИК и ОИК по каждому субъекту не может быть одинаков, влияние оказывает стоимость основных фондов до перехода на RAB При условии не принятия регулятором независимой оценки капитала – обязательность проведения встречной оценки со стороны регулятора Возможность внесения изменений в предельные уровни тарифов на эл.энергию представленные регулятором предложения, на основе полученных результатов оценки инвестированного капитала Подход к определению OPEX на 2011г.: метод индексации не приемлем, заниженная база 2010г. «Бороться» с высоким темпом роста тарифа предлагаем не заниженными параметрами, а инструментом «сглаживания» Прогнозный темп роста тарифа на эл. энергию (15%) не учитывает некоторые особенности, в т.ч. межтерриториальное перекрестное субсидирование. Необходимо разъяснения ФСТ РФ о принятии корректировок-согласований инвестиционных программы (сроки, количество) Плата ха тех.присоединения - что остается при внедрении методики RAB, как реализуются положения 35 ФЗ 12 Спасибо за внимание 13