Сочи, сентябрь 2011 Регулирование в условиях ограничения роста тарифов на гг. и повышение эффективности инвестиционной и операционной деятельности ОАО «Холдинг МРСК» Заместитель генерального директора по экономике и финансам А.В. Демидов

Протокол совещания у Первого Зам. Председателя Правительства РФ Шувалова И.И. корректировка инвестпрограмм рост эффективности ИПР при ограничении роста тарифов Зам. Председателя Правительства РФ Сечин И.И. на совещании по исполнению ИПР энергокомпаниями рост тарифов - не выше уровня инфляции пересмотр тарифов с Председатель Правительства РФ Путин В.В. на комиссии по бюджетным проектировкам * - Среднегодовое значение при перерегулировании с Изменение подходов к тарифному регулированию на гг ограничения тарифов «перезагрузка» RAB 2 Динамика тарифов Механизмы реализации «Перезагрузка» RAB с по «Оптимизация» RAB с по Механизм исполнения тарифной динамики на усмотрение региональных органов регулирования

-увеличение до 7 лет периода регулирования -установить дисконт к ставке доходности дифференцированно от года перехода на RAB -отмена дохода на «сглаживание» «Оптимизация» RAB «Перезагрузка» или «Оптимизация» RAB -Отмена всех действующих тарифов RAB МРСК и перерегулирование «индексным» методом с Переход к RAB с с пересмотром долгосрочных параметров (снижение базы капитала) «Перезагрузка» RAB 3 ПОСЛЕДСТВИЯ 1.Существенное снижение ИПР 2.Снижение инвестиционной привлекательности 3.Сокращение источников ИПР (тариф + кредиты) 4.Снижение надёжности МРСК как заёмщика 1.Умеренное снижение ИПР 2.Сохранение возможности привлечения кредитов

1 – без учета ФСК, потерь, ТСО 2 – пересмотренная с учётом ПП РФ 1172 Влияние ограничения тарифов на основные финансово-экономические показатели 4

Влияние ограничения тарифов на объем инвестиционной программы гг. Финансовое состояние не позволяет выполнить ИПР в полном объёме «Перезагрузка» RAB«Оптимизация» RAB Ограничение роста тарифов приводит к необходимости снижения ИПР (в некоторых ДЗО - до нуля) Снижение ИПР 106 млрд.руб. (-25%) Снижение ИПР 106 млрд.руб. (-25%) Снижение ИПР 73 млрд.руб. (-17%) Снижение ИПР 73 млрд.руб. (-17%) 5

6 Динамика выручки по тарифу на передачу 6% 27% 23% 10% 32% 8% 31% 26% % 30% 17% 34% С учетом исполнения ПП РФ 1172

Операционная эффективность и Программа управления издержками (ПУИ) Темп изменения затрат и индекса потребительских цен (ежегодно и нарастающим итогом) ПУИ 2011 г. позволила частично компенсировать снижение НВВ при исполнении п. 9 Постановления Правительства РФ 1172 от Рост подконтрольных расходов ДЗО ОАО «Холдинг МРСК» в гг. ниже индекса потребительских цен нарастающим итогом на 17,7% *не включает расходы на компенсацию потерь э/э, ФСК, ТСО, необходимый рост расходов 2011 года –11 млрд. руб. (изменения законодательства по бухгалтерскому учету, ликвидация последствий ЧС, расширение просек ВЛ, рост расходов по инновационной программе) Эффект от мероприятий по снижению издержек в гг. 7

8 Филиалы МРСК с наибольшим дефицитом подконтрольного ОРЕХ за гг.(%)* Наиболее значительные отклонения от подконтрольного тарифного ОРЕХ за гг.

потребители «последней мили» 2011 года 103,2 млрд. кВтч выручка 75,9 млрд. рублей общее электро потребление 17% сетевая НВВ 13% Проблемные вопросы (1/2) договора «последней мили» выпадающие 48,9 млрд. рублей собственная НВВ 19% проблема «последней мили» затрагивает 59 ДЗО Холдинга МРСК заключенные потребителями в 2011 году договора на передачу э/э с ФСК ЕЭС приводят к выпадающим доходам в размере 10,4 млрд. рублей дополнительный рост 3,3 коп/КВтч. собственный тариф 8% В 2012 году прогноз выпадающих доходов составляет 4,36 млрд. руб., в т.ч.: - отказано в согласовании передачи в аренду по части объектов ЕНЭС, 3,76 млрд. руб.; - не урегулирована передача на 2012 год аренда ТСО объектов незавершенного строительства ОАО «ФСК ЕЭС», 0,56 млрд. руб. (ОАО «НЛМК») потребители «последней мили» 2012 года Удалось урегулировать на этапе согласования Приказа Минэнерго России на 2012 год порядка 7,6 млрд. руб. (расторжение прямого договора ОАО "ФСК ЕЭС" - потребитель). 9

Проблемные вопросы (2/2) льготирование технологического присоединения НПА льготирования ТП Выпадающие от льготирования ТП 10 ПП РФ от г. 119 : -расширен перечень льготников (550 р.) -добавлены юр.лица до 15 кВт источник компенсации – тариф на передачу э/э ПП РФ от г. 334: -в течение 6 мес. сетевая организация обязана осуществить ТП до 100 кВт; -сетевая организация обязана выполнять работы до границы участка заявителя Предусмотреть компенсацию выпадающих доходов из федерального/регионального бюджета Предложение Отсутствие тарифных источников финансирования льготного ТП Прогноз на 2012 год

Размер тарифов в зарубежных странах 11 Размер тарифов в зарубежных странах гг. 1 евро = по курсу ЦБ РФ на момент утверждения тарифов

Изменение НПА по повышению инвестиционной и операционной эффективности 1. Изменение ПП 977: показатели оценки эффективности ИПР требования к типовым технологическим решениям процедуры синхронизации инвестиционных программ Октябрь Утв-е плана снижения издержек (бизнес- планирование) 2.Уст-е КПЭ менеджмента с учётом мероприятий по оптимизации Ноябрь Изменение в ПП 109 : правила учёта ИК бенчмаркинг при определении базового уровня ОРЕХ, показателей надёжности и качества, в т.ч. потерь Декабрь Изменение приказа ФСТ 231-э: нормативный метод учёта ИК с капитальные затраты в базу ИК по факту ввода дисконт к стоимости ИК по недозагруженным объектам базовый ОРЕХ по методики BANCH с 2014 года Февраль Утв-е приказа Минэнерго по разработке типовых технологических решений Апрель Приказ ФСТ России - установление предельных уровней капитальных затрат, в том числе на основе типовых техрешений Июль Методика сравнительного анализа (бенчмаркинга) при определении базового уровня ОРЕХ, показателей надежности и качества, в том числе потерь Ноябрь год 2012 год

Выводы В условиях ограничения роста тарифов наиболее целесообразно провести «оптимизацию» RAB- регулирования вместо «перезагрузки». обеспечение типизации технологических решений в инвестиционных программах обеспечить увязку инвестиционных программ с показателями надежности и качества услуг и снижения потерь э/э

Модель с «перезагрузкой» RAB Последствия «перезагрузки» RAB на примере ОАО «Ленэнерго» 15 Положительные факторы: Снижение уровня прироста котлового тарифа Показатель Всего Модель без «перезагрузки» RAB Прирост котлового тарифа СПб 17%6,5%11% 20% 2,6 раза ЛО 15%6%11% 24% 2,9 раза Инвестиционная программа в тарифе на передачу Снижение программы относительно утвержденной Объем займов на конец года Модель с «перезагрузкой» RAB при условии снижения базы инвестированного на 30% Прирост котлового тарифа СПб 17%6,5%11% 2,1 раза ЛО 15%6%11% 13% 2,2 раза Инвестиционная программа в тарифе на передачу Снижение программы относительно утвержденной Объем займов на конец года млн. руб. Отрицательные факторы: снижение инвестпрограммы до уровня, не позволяющего обеспечить надёжность электроснабжения и развитие электросетевой инфраструктуры в регионе рост долговой нагрузки ухудшение финансового состояния Общества

Политика заимствований млрд.руб. Привлечение средств по ставкам ниже среднего уровня процентных ставок на текущем рынке Увеличение доли кредитов сроком 5-8 лет в кредитном портфеле Диверсификация кредитного портфеля ДЗО по банкам- кредиторам, в т.ч. развитие отношений с Внешэкономбанком, ВТБ Получение кредитов без предоставления обеспечения Развитие публичных заимствований через различные финансовые инструменты 16 Динамика средневзвешенных процентных ставок портфеля заимствований Основные принципы Динамика величины средневзвешенного срока погашения долга Структура долга по банкам на

Исполнение Социально-экономического прогноза