1 Российская Федерация Новгородская область Комитет по ценовой и тарифной политике области СЕМИНАР - СОВЕЩАНИЕ СЕМИНАР - СОВЕЩАНИЕ Переход электросетевых организаций на метод доходности инвестированного капитала Докладчик: Председатель комитета по ценовой и тарифной политике Новгородской области Маланин Юрий Сергеевич 8-9 апреля 2010 г. г. Великий Новгород Причины перехода региона к RAB – регулированию. Основные параметры перехода филиала ОАО «МРСК Северо – Запада» «Новгородэнерго» на RAB – регулирование. Перспективы развития региона в связи с применением метода доходности инвестированного капитала.

2 Необходимость долгосрочных тарифов стала очевидна с 2008 года, когда в области начали реализовываться масштабные инвестиционные проекты по обеспечению надежности потребителей Великого Новгорода, Валдайского и Крестецкого районов. Все это потребовало существенных инвестиций в энергетический комплекс : ПС «Южная» на 428 млн.руб. (80МВА) ПС «Новое Рахино» на 314 млн.руб. (20МВА) Результаты реализации данных проектов для Новгородской области: 1.Создание инвестиционных площадок на базе новой энергетической инфраструктуры; 2. Привлечение инвесторов для строительства производственных мощностей. Создание новых рабочих мест. Увеличение налогооблагаемой базы и налоговых поступлений в бюджет; 3. Получение новой энергетической инфраструктуры, за которую расчет производишь в будущем. Причины перехода региона к RAB – регулированию.

3 для потребителей: 1. Повышение надежности и качества электроснабжения. для филиала ОАО «МРСК Северо – Запада» «Новгородэнерго»: 1. Новые современные подстанции, расширение сети 110 кВ, создание оптимального потокораспределения мощности, снижение потерь в электрических сетях, сокращение времени поиска и устранения повреждений при технологических нарушениях; 2. Перспектива технологического подключения новых инвесторов; 3. Переход на RAB – регулирование, и как результат предсказуемость и гарантии инвестиционного процесса на длительный срок. Причины перехода региона к RAB – регулированию.

4 ПоказательРазмерность регулируемый период 2009 год2010 год2011 год2012 год тарифплан НВВ, определяемая при установлении долгосрочных тарифов 1.1. Расходы, связанные с производством и реализацией продукции (услуг) по регулируемым видам деятельности тыс.руб Возврат инвестированного капиталатыс.руб Доход на инвестированный капиталтыс.руб Величина изменения НВВ, производимого в целях сглаживания тарифов тыс.руб НВВ по «Новгородэнерго», определяемая при установлении долгосрочных тарифов тыс.руб Тарифы по передаче э/э по «Новгородэнерго»коп./кВтч68,6676,3596,22124,38 СПРАВОЧНО: рост в % +11,2%+26,0%+29,3% Полная величина инвестированного капиталатыс.руб Остаточная величина инвестированного капиталатыс.руб ИПР гг., включенная в RABтыс.руб Норма доходности на "старый" капитал % 6,0%9,0%12,0% Норма доходности на инвестированный капитал % 12,0% Индекс потребительских цен %12%10%8,7%7,5% Основные параметры перехода «Новгородэнерго» на RAB - регулирование

5 Основным фактором роста тарифа в 2011 году является либерализация оптового рынка электроэнергии, а не переход на RAB. По сравнению с трехлетним, пятилетний период регулирования позволяет сглаживание по годам делать более плавным. Прогноз – существенное замедление темпов роста тарифа с 2013 года, отражающее индексацию операционных расходов. Динамика роста тарифа по годам при расчете методами «Затраты +» и RAB

6 Динамика инвестиций по годам методами «Затраты +» и RAB

7 Период регулирования Физические параметры ИПР Итого за счет регулируемых тарифов, тыс.руб. Источники финансирования, тыс. руб. без НДС Вводимая мощность, протяженность сетей За счет регулируе мых тарифов (Амортиза ция отчетного года) За счет регулируе мых тарифов по присоедин ению За счет иных источников МВАкм 2010 год4,6646, год13,0192, год 158,87161, ИТОГО за гг 176,54300, Основные параметры инвестиционной программы Филиала ОАО «МРСК Северо – Запада» «Новгородэнерго» на гг.

8 Перспективное развитие региона в результате реализации инвестиционной программы гг. Наименование объекта Основные параметры ИПР Объем работ Необходимость реализации проекта Объем КВЛ, тыс. руб. Вводимая мощность, протяженность сетей МВАкм Расширение просек под ВЛ кВ Расширение просек в объеме 343,51 га Повышение надежности электроснабжения потребителей, Реконструкция ВЛ 110 кВ Старорусская, Шимская ,0016,20 Замена провода АС- 120 на АС ,2 км 1. Надежность электроснабжения ответственных потребителей; 2. Увеличение пропускной способности по сети 110 кВ транзита Новгород - Ст.Русса - Холм - Псковэнерго. Реконструкция ВЛ 10- 0,4 кВ филиала "Новгородэнерго" ,94277,77 1. Замена неизолиро- ванного провода на СИП 277,77 км. 2.замена и установка дополнительных опор 3.замена и установка КТП общей мощ- ностью 7,94 МВА Надежность электроснабжения потребителей Новгородской области

9 Наименование объекта Основные параметры ИПР Объем работ Необходимость реализации проекта Объем КВЛ, тыс. руб. Вводимая мощность, протяженность сетей МВАкм Реконструкция ПС 110/10 кВ «Савино» ,600,00 Замена физически изношенного обору- дования подстанции, с увеличением трансформаторной мощности на 7,6 МВА 1. Возможность подключения дополнительной мощности; 2. Возможность выдачи максимальной мощности в аварийном режиме 3. Развитие и повышение надежности Новгородского района Реконструкция ПС 110/6 кВ "Антоново" ,000,00 Замена 2-х трансформаторов на трансформаторы большей мощностью, с увеличением мощности подстанции на 30 МВА 1. Возможность подключения дополнительной мощности; 2. Возможность выдачи мощности в ремонтном и аварийном режимах. 3. Повышение надежности потребителей Торговой стороны Великого Новгорода Реконструкция ОРУ- 110 кВ ПС 110/10 кВ «Киприя» ,600,00 Замена физически изношенного оборудования подстанции, с увеличением трансформаторной мощности на 7,6 МВА 1. Возможность подключения дополнительной мощности; 2. Возможность выдачи максимальной мощности в аварийном режиме; 3. Развитие Северо-восточного части региона, повышение надежности ООО "Батлттранснефтепродукт" Перспективное развитие региона в результате реализации инвестиционной программы гг. (Продолжение)

10 Наименование объекта Основные параметры ИПР Объем работ Необходимость реализации проекта Объем КВЛ, тыс. руб. Вводимая мощность, протяженность сетей МВАкм Реконструкция ПС - 110/10 кВ "Парфино" ,000,00 Замена физически изношенного оборудования подстанции, с увеличением трансформаторной мощности на 3,7 МВА 1. Возможность подключения дополнительной мощности; 2. Возможность выдачи максималь- ной мощности в аварийном режиме 3. Развитие Южной части Новгородс- кой области, обеспечение надежности потребителей Парфинского района 110/35/6 кВ «Огнеупоры» Реконструкция ОРУ- 110 кВ изменение ПС с отпаечной на проходную ,000,00 Замена физически изношенного оборудования подстанции, с увеличением трансформаторной мощности на 30 МВА (первый этап-замена одного трансформатора) 1. Возможность подключения дополнительной мощности; 2. Возможность выдачи максимальной мощности в аварийном режиме; 3. Развитие г. Боровичи Новгородской области, обеспечение надежности социально значимых объектов г.Боровичи, Боровичского комбината Огнеупоров. Перспективное развитие региона в результате реализации инвестиционной программы гг. (Продолжение)

11 Прогноз изменения % износа основных средств при реализации ИПР гг.

12 Необходим документ по плановым показателям реализации инвестиционной программы, в том числе по показателям энергоэффективности, которые должны быть унифицированы для всех субъектов федерации (п.13 б Постановление Правительства РФ 977 от 1 декабря 2009 г. «Об инвестиционных программах электроэнергетики»). Необходимо решение, однозначным образом трактующее п. 23 вышеназванного постановления о корректировке инвестиционной программы, подтверждающее, что 15 % отклонений программы, для которых не требуется согласование с органами исполнительной власти, считаются от годовой суммы, а не по каждому проекту, и без учёта расходов по технологическому присоединению, с возможностью изменения перечня объектов. Обоснованность доходности на «старый» инвестированный капитал в методике RAB. Возможность подачи корректировки НВВ в первый год долгосрочного периода на последующие года, не дожидаясь результатов первого года. Особенно это касается выпадающих доходов по предыдущему 2009 г.( в части свободных цен на покупку потерь и и снижения объемов реализации) Необходимость принятия решения о регулируемых ценах на покупку электроэнергии в целях компенсации потерь в условиях полной либерализации рынка электроэнергии. Целесообразность применения метода долгосрочной индексации в целях реализации закона «Об энергоэффективности» в части перехода на долгосрочные тарифы для ТСО (не АО-энерго). Актуальные вопросы для обсуждения в рамках работы по изменению нормативной базы

13 СПАСИБО ЗА ВНИМАНИЕ!