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 передаче o 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 регулирования o 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 Присоединение Потребитель ТСО Мощность MAX Эксплуатация Потребитель ТСО Мощность MAX Мощность ФАКТ 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 Текущая ситуация Механизм оплаты услуги по передаче Текущая ситуация 3

повысить ответственность органов исполнительной власти субъектов РФ при утверждении инвестиционных программ позволит снизить расходы на строительство «невостребованной» мощности и перераспределить их на поддержание сети оплата потребителем услуг по передаче с учетом мощности, заявленной при технологическом присоединении экономически 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 ПСгод ввода заявленная мощность по договорам ТП (МВт) загрузка (МВт) загрузка (% ) Липецкэнерго, ПС 110/10 кВ «Университетская»201043,60,170,5 Липецкэнерго, ПС 110/10 кВ «Манежная»201042,70,441,3 Липецкэнерго, ПС 110/10 кВ «Тербунский Гончар» ,422 Тамбовэнерго, ПС 110/10 кВ «ПТФ» (Инжавинская)201113,54,231 Факт использования потребителями заявленной мощности на примере МРСК Центра 4

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 передаче Как изменения повлияют на платеж потребителя потребит ель «ДО» оплата резерва всеми «ПОСЛЕ» оплата резерва потребителем - владельцем изменение (%) > 670 кВт1,21,4+22 прочие5,45, ,5х мощность во владении > 670 кВт прочие 5

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 «Яковлевостройдеталь» (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 дополнительных ячеек 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 передаче Какой экономический эффект принесут изменения 7

Прогнозный объём выпадающих, млн. руб Расхождение величин мощности влечёт выпадающие доходы и, как следствие, невозможность исполнения ИПР Необходимо синхронизировать величины мощностей при тарифном регулировании и взаиморасчётах со сбытовыми компаниями Механизм оплаты услуги по передаче Манипуляции величиной мощности 8

Механизм оплаты услуги по передаче Ожидаемые 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 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. 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 ПМ РСК с перекрёсткой Оплата услуг Потреб-ль ФСК БЕЗ перекрёстки Оплата услуг Потреб-ль ПМ РСК с перекрёсткой Оплата услуг Потреб-ль ФСК С перекрёсткой Оплата услуг Текущая ситуация Предложение ОАО «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 2011 Обращение в Арбитражный суд Красноярского края о признании не действующими приказов РЭК Красноярского края декабрь 2011 Арбитражным судом требования МРСК Сибири удовлетворены РЭК подана кассационная жалоба апрель 2012 Кассационный суд оставил без изменений решение первой инстанции Арбитражного суда Красноярского края февраль 2012 Заявление о взыскании с бюджета Красноярского края 4,6 млрд. рублей убытков за 2011 год от г. 299-п «Об установлении единых (котловых) тарифов…» приказа РЭК Красноярского края от г. 308-п «Индивидуальные тарифы…» признан не действующим приказ РЭК Красноярского края от 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

Тарифные ограничения и конкуренция за тариф % +38% +8% +7% +32% +31% +9% +26% +21% +20% +27% +15% +2% +13% +3%+3% +7%+7% +6%+6% +8% Необходим экономический механизм регуляторного контроля за темпами роста тарифа ТСО внутри субъекта РФ - Краснодарский край172% - Санкт-Петербург208% - Ленинградская область212% Рост тарифа некоторых ТСО в годах