Новое в регулировании распределительного сетевого комплекса. RAB-«перезагрузка» Милютин Д.В. Заместитель начальника Управления ФСТ России Москва Апрель. - презентация

1 Новое в регулировании распределительного сетевого комплекса. RAB-«перезагрузка» Милютин Д.В. Заместитель начальника Управления ФСТ России Москва Апрель 2012

2 2 Новое в RAB-регулировании Капитал БИК по факту вводов + Учет степени загрузки (с ) + Типовые расценки капитального строительства ОРЕХ Коэффициент эффективности – 3% + Учет степени загрузки + Базовый уровень на основе метода сравнения аналогов Норма доходности На старый капитал устанавливают регионы На последний год 1-го ДПР выравниваются На новый капитал – приказ ФСТ России от г. 98/1: на 2012 – 12%, далее- 11% Корректировки - Исполнение инвестпрограммы, в т.ч. при сглаживании в последний год - Доход на капитал до 2012 г. (факт вводов

3 «Перезагрузка». Новые Основы, новые/старые критерии Продление долгосрочного периода до г. Инвестиционная программа до г. Согласование долгосрочных параметров с ФСТ России Рост тарифов не превышает параметры Прогноза Займ 25%РИК на конец каждого года Займ < 4 х EBITDA Утвержденные показатели надежности и качества 3 ТСО, регулируемые долгосрочными методами 1 16 Критерии согласования ФСТ России долгосрочных параметров:

4 Основные проблемы. Инвестпрограмма. 4 Отсутствие инвестпрограмм, утвержденных Минэнерго России: ОАО «МОЭСК», ОАО «Ленэнерго», ОАО «Кубаньэнерго», ОАО «ОЭК», ОАО «МРСК Центра и Приволжья» ( Владимирэнерго, Ивэнерго, Калугаэнерго, Кировэнерго, Мариэнерго, Нижновэнерго, Рязаньэнерго, Тулэнерго, Удмуртэнерго ), ОАО «МРСК Северного Кавказа» ( Ставропольэнерго, Кабардино-Балкарские РС, Северо- Осетинские РС, Карачаево-Черкесские РС, Ингушские РС, Дагэнерго ). Отсутствие инвестпрограмм, утвержденных региональными исполнительными органами : Курганской (ОАО «Курганэнерго», ОАО «ЭнергоКурган»), Тюменской (ОАО «Тюменьэнерго», ОАО «СУЭНКО», ОАО «СГЭС», ОАО«ГЭС», ОАО «ЮТЭК РС»), Самарской (ОАО «Самарские РС») областей. Нет инвестпрограммы – нет возможности регулировать методом RAB (отсутствует план вводов) – нет необходимости в регулировании методом RAB

5 Основные проблемы. Рост тарифов на долгосрочный период. 5 изменение Основ уточнение Прогноза Основы ценообразования: темп роста на каждый год первого долгосрочного периода регулирования темп, установленный Прогнозом Основные инструменты «перезагрузки»: - снижение РИК (исключение НЗС), БИК (факт вводов >> Прогноз СЭР уход с RAB (Сибирь) ТСО план финансировнаия факт вводов отклонение доход с отклонений Владимирэнерго Смоленскэнерго Новгородэнерго Кубаньэнерго Ростовэнерго г., млн. руб.

6 Основные проблемы. Рост тарифов на 2012 г. 6 Основы ценообразования: Тарифы устанавливаются в рамках предельных уровней! согласование с ФСТ России (Порядок 236-э): рост 11% превышение предельных уровней 3-4 процентных пунктов Изменение балансовых показателей Изменение структуры потребления Изменение перекрестного субсидирования Устранение неточностей предыдущих периодов Превышение предельных уровней

7 7 Превышение предельных уровней тарифов на услуги по передаче электрической энергии на 2012 г. Субъект РФ Двухставочный тариф Одноставочный тариф Рост среднего одностав очного тарифа Рост ставки на содержание электрических сетей Рост ставки технологического расхода электрической энергии на передачу по сетям ВНСНIСНIIННВНСНIСНIIННВНСНIСНIIНН Воронежская область 86%66%87%92%139%186%153%134%110% 111% Пензенская область 119% 110%111% 110%111% Новгородская область 111% 116%111% 90%111%106%108%105%106% Ленинградская область 119% 111% 119% 117%111%108 % Псковская область 132%124%114%383%99%101%98%99%111% 110% Амурская область 120%127%128% 90%111% 114%116%113%111%110% Еврейская АО 115%111%117%16%84%79%102%84%111%103%115%119%110% Хабаровский край 86% 80%145%92%55%90%75%87% 88%89%103%

8 Основные проблемы. Уровень долга. 8 ЗАЙМ 25%РИК на каждый год Снижение РИК Увеличение ИП снижение тарифов, сокращение ИП 2,4 1,7 Проект изменений: требование должно соблюдаться с 2015 г.

9 9 Прочие методологические вопросы Долгосрочный параметр: RAB – норматив потерь Индексация – величина технологического расхода Величина технологического расхода: на 1й год ДПР (или 2012 г.) – по нормативу Минэнерго, утвержденному до 01.10, если нет – по балансу далее – снижение по программе энергоэффективности, если ее нет – минус 10% ежегодно Потери (п. 34, 38 Основ) Исключаются расходы по аренде объектов: электросетевого хозяйства, если их собственник – единственный потребитель услуг, учтенных в РИК других ТСО. Определяются – Амортизация +Налог на имущество Аренда (п. 28 Основ, письмо ФСТ от ) В долгосрочной индексации - не более 12% от НВВ на содержание за исключением: инвестиций с налогом на прибыль платы ФСК ЕЭС потерь расходов на аренду объектов сетевого хозяйства Инвестиции (п. 38 Основ, письмо ФСТ от )

10 10 Вопросы принятия решений + Коэффициент эластичности подконтрольных расходов по количеству активов + Норматив технологического расхода (потерь) + Уровень надежности реализуемых товаров (услуг) + Уровень качества реализуемых товаров (услуг) - Региональный коэффициент доходности RAB + Величина технологического расхода (потерь) электрической энергии + Уровень надежности реализуемых товаров (услуг) + Уровень качества реализуемых товаров (услуг) Долгосрочная индексация с 2012 г. до 2017 г. включительно новое приложение Период корректировки Изменение перечня параметров Изменение формы решений (регламент 130-э)

11 Благодарю за внимание!