Актуальные проблемы регулирования электросетевого комплекса г. Элиста 24.06.2013 Директор департамента тарифной политики Панкстьянов Ю.Н. - презентация

1 Актуальные проблемы регулирования электросетевого комплекса г. Элиста Директор департамента тарифной политики Панкстьянов Ю.Н.

2 Введение оплаты резерва мощности

3 Технологическое Присоединение Потребитель РСК Мощность MAX Эксплуатация Потребитель РСК 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 РСК обеспечивает 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 Механизм оплаты услуги по передаче 3

4 Потребители электроэнергии Цели и задачи в рамках реализации конструкции по оплате потребителями «резерва максимальной мощности» Правительством Российской Федерации было дано поручение Минэнерго России, Минэкономразвития России, ФСТ России и ФАС России представить в срок до 1 июля 2013 года предложения, устанавливающих особенности определения стоимости услуг по передаче электрической энергии с учетом оплаты резервируемой максимальной мощности, включающие сроки перехода к оплате указанной величины (пункт 10 Постановления Правительства Российской Федерации от ). ответственное отношение к сетевой мощности (заказываемой и используемой) снижение тарифов на услуги по передаче электрической энергии (для потребителей ниже 670 кВт) возможность снижения капитальных затрат на технологическое присоединение (высвобожденная мощность) возможность перераспределения неиспользуемой сетевой мощности (между потребителями энергосистемы) оплата резерва сетевой мощности, поддерживаемый для него сетевой организацией (экономически обоснованный тариф) Постановлением Правительства Российской Федерации от определено: o при корректировке цен (тарифов) на услуги по передаче электрической энергии, учитывать степень загрузки центров питания (пункт 10 ПП РФ); o необходима разработка методических указаний по учету степени загрузки объектов электросетевого хозяйства при формировании тарифов и (или) их предельных минимальных и (или) максимальных уровней на услуги по передаче электрической энергии (подп. в) пункта 5 ПП РФ) и т.п. Эффект от введения платы за резерв максимальной мощности:

5 Расчет возможности высвобождения сетевой мощности по потребителям более 670 кВт 5 максимальная мощность потребителей свыше 670 кВт 85.3 ГВт 42.3 ГВт ожидаемая среднемесячная фактическая мощность за 2013 год возможное высвобождение сетевой мощности 43.0 ГВт Р макс Р факт. Резервируемая максимальная мощность млн. рублей Изменение платежей в «пилотных» регионах при оплате резерва максимальной мощности в условиях 2013 года (с учетом понижающего коэффициента 0,2)

6 Переход на оплату потребителями услуг резервируемой максимальной мощности 6 Целесообразно формирование комплексной целевой модели оплаты иными потребителями резервируемой для них сетевой мощности 01 января 2016 года с равномерным и постепенным увеличением для них коэффициентов оплаты резерва сетевой мощности в течение 5 лет I этап c 1 января 2014 года - потребители электрической энергии, максимальная мощность энергопринимающих устройств которых в границах балансовой принадлежности составляет не менее 670 кВт; II этап с 1 января 2016 года - потребители, максимальная мощность энергопринимающих устройств которых менее 670 кВт. Этапгод Максимальная мощность энергопринимающих устройств потребителя 1-й й й20 4-й й й Для потребителей электрической энергии с I и II категорией надёжности, применяется повышающий коэффициент (К=2) Особенности 1. Поэтапное введение платы за резерв, с учетом понижающего коэффициента и выход на 100% плату за резерв в 2018 году

7 Предлагаемый ОАО «Россети» вариант реализации конструкции по оплате потребителями «резерва сетевой мощности» 7 Необходимые изменения в НПА: 1) ФЗ «Об электроэнергетике»: - определение услуги по передаче электрической энергии, как деятельности не только по осуществлению фактической передачи электрической энергии (мощности), но и деятельности по поддержанию сетевой мощности, обеспечивающей необходимую величину резервируемой максимальной мощности потребителя; - наделение Правительства РФ полномочием по установлению критериев и порядка отнесения субъектов электроэнергетики и потребителей электрической энергии к кругу лиц, в отношении которых сетевая организация осуществляет действия по поддержанию резервируемой максимальной мощности, а также порядка оплаты; 2) Правила недискриминационного доступа (ПП РФ от ): - об оплате на первом этапе потребителями электрической энергии, максимальная мощность энергопринимающих устройств которых в границах балансовой принадлежности составляет не менее 670 кВт, объема услуг по передаче электрической энергии, определяемого, в том числе исходя из величины резервируемой максимальной мощности, коэффициенты по оплате резервируемой максимальной мощности (старт k = 0,2, с доведением за 5 лет до 100%); - о дифференцированных подходах и принципах оплаты иными потребителями резервируемой для них максимальной мощности с 01 января 2016 года, предусматривающих равномерное и постепенное увеличение для них коэффициентов оплаты резерва сетевой мощности в течение 10 лет; 3) Основы ценообразования (ПП РФ от ): - при осуществлении расчетов за услуги по передаче электрической энергии по электрическим сетям ввести самостоятельную ставку тарифа на услуги по передаче электрической энергии на оплату резерва сетевой мощности, применяемого в отношении потребителей, максимальная мощность энергопринимающих устройств которых в границах балансовой принадлежности составляет не менее 670 кВт.

8 Предпосылки к введению бенчмаркинга

9 Направления оценки эффективности деятельности компаний 9 По согласованию с органами федеральной исполнительной власти, система сравнительного анализа (бенчмаркинга) операционных (подконтрольных) расходов должна основываться на нескольких методах статистического анализа и иметь вид функциональной зависимости от физических параметров деятельности предприятия и особенностей территории присутствия С – затраты y – характеристики эксплуатируемой сети w – цены факторов производства x – характеристики окружающей среды ε - необъяснённый моделью объём затрат Метод 2 (COLS) Метод1 (SFA) Среднее - ТСО Затраты Драйвер (например длина линий) Согласно ряду поручений, на территории Российской Федерации тарифное регулирование должно основываться на стимулирующих принципах, в том числе на сравнительном анализе (бенчмаркинге). На уровне Федеральных органов власти определены основные подходы к созданию стимулирующих принципов тарфообразования: 1.Капитальные расходы в состав тарифов планируется включать на основе стандартизированных расценок; 2.Потери при передаче электрической энергии будут учитываться по методике разрабатываемой Минэнерго РФ, на основе накопленной статистики; 3.Формирование расходов на основе бенчмаркинга рассматривается перспективным направлением в части операционных (подконтрольных) расходов электросетевых компаний

10 При создании системы мотивирующего тарифообразования был изучен зарубежный опыт применения моделей и подходы согласованы с заинтересованными органами федеральной исполнительной власти 10 Описание модификацииПрименениеПреимуществаНедостатки MOLS – нормирование по группе лучших практик (не по 1 лучшей) «Теоретический» MOLS: Выбор группы лучших практик на основе теоретической модели (формулы, приводится в приложении) Мексика Оценка неэффективности является математически обоснованной Сложно интерпретируемая логика метода «Практический» MOLS: Выбор количества лучших практик, по которым нормируются остальные, вручную по решению регулятора (Великобритания: нормирование по 30% хороших практик) Великобритания Интуитивно понятный метод определения границы эффективности Доля эффективных компаний не имеет формального математического обоснования Ограничение минимальной эффективности Ограничение минимального уровня эффективности (не ниже Х%) (Австрия: минимальный уровень эффективности – 75%) Австрия Интуитивно понятный метод ограничения максимального темпа снижения затрат Ограничение оценки Х- фактора не имеет объективного математического обоснования Метод взвешивания OPEX устанавливается на основе взвешивания текущего OPEX и целевого OPEX по COLS (Норвегия: OPEX = 60% Оптимальный OPEX по COLS + 40% Фактический OPEX) Норвегия Интуитивно понятный метод смягчения результатов COLS Весовые коэффициенты не имеют объективного математического обоснования 1 2 3

11 С учетом международной практики в России предлагается для применения комбинированная модель 11 COLS (MOLS)SFADEA Преимущества Возможен расчёт эффективности для компаний вне выборки Ошибка модели делится на неэф- фективность и шум Не требует фиксации функциональной формы Недостатки Фиксированная функциональная форма Ошибка модели трактуется как неэффективность Фиксированная функционя форма Расчет эффек- тивности только для компаний в выборке Нет возможности оценки качества модели и тестирования гипотез Опыт применения Швеция Бельгия Англия Германия Австрия Финляндия Эстония Португалия Целевые предложения для применения регуляторного бенчмаркинга на территории РФ: Х-фактор MOLS 1 год Х-фактор MOLS 3 года Сводный Х-фактор Добавление DEA в перспективе будет целесообразно в случае нестабильности результатов моделей MOLS относительно функциональной формы 1 Совместно использовать результаты 2

12 Оценку Х-фактора для крупнейших электросетевых компаний предлагается рассчитывать на основе разработанной формулы, а для остальных ТСО устанавливать средний Х-фактор (опыт Германии) 12 В Германии используется отсечение по размеру компаний для включение компании в бенчмаркинг: 100 тыс. клиентов Отбор компаний в выборку: размер компании либо компании малого размера могут быть включены в бенчмаркинг по их собственному желанию Объём затрат в отраслиКол-во компаний 195 компаний Около 600 компаний 25% 75% 60-70% 30-40% Порядка 60-70% затрат регулируются в рамках бенчмаркинга Размер компании 100 тыс. клиентов (приборов учёта) Бенчмаркинг: индивидуальные Х- факторы для каждой компании Фиксированный Х-фактор: одинаковый для всех компаний Особенности 1) Нетиповые компании (ТСО на инфраструктуре ЖД, пр.): Включение в модель наравне с остальными Как правило, они становятся аутлаерами 2) Сбор данных: Регулятор собирает расширенные данные по компаниям, детально анализирует затраты перед их включением в анализ, убирает избыточные затраты 3) Решение по компаниям, не предоставившим данные: Аппроксимация данных Компании сами мотивированы к предоставлению данных 4) Определение Х-фактора для компаний, не участвующих в бенчмаркинге: Первый период регулирования – 87,5% (определён на базе анализа средней эффективности в отрасли до первого периода регулиров-я) Второй период – 96% (средняя эф- ть в отрасли в первом периоде регулирования)

13 В настоящее время проходит подготовка методики, в которой предусматривается следующий подход… 13 Подготовка данных ТСОРасчет тарифа Оценка моделей и Х-факторов ТСО ФОИВ РЭК Данные для расчета моделей по форме Подготовка данных Расчет моделей MOLS Х-факторы и/или таблицы для расчета целевого OPEX Расчет тарифов Тарифы 1. Статистические данные по единым формам предоставляются регулируемыми организациями на федеральный уровень. 2. Уполномоченным федеральным органом исполнительной власти определяются коэффициенты для использования в разработанной модели и определяются Х-факторы. 3. Региональными органами исполнительной власти в сфере государственного регулирования тарифов производится расчет эффективных операционных расходов и применение Х-факторов по утвержденной методике

14 Необходимость корректировки методики расчета условных единиц 14 Разрабатываемые модели применения бенчмаркинга требуют тщательного разнесения затрат между уровнями напряжения Основой разнесения затрат в текущем тарифном регулировании является система условных единиц, разработанная во времена СССР (приказ Минэнерго СССР от ) Необходима доработка в части: современного электросетевого оборудования изменение трудоемкости обслуживания оборудования в связи с автоматизацией и совершенствования технологий необходимы коэффициенты учета износа оборудования Сроки: до конца 2013 года подготовить изменения в Методику до 1 июля 2014 года ввести в действие

15 ПРИЛОЖЕНИЯ

16 При моделировании формулы эффективности операционных (подконтрольных) расходов были использованы следующие переменные… 16 Основные процессы Основные типы затрат (цены по типам затрат W включаются в модель) Драйверы затрат Натуральные характеристики сети (Y) Характеристики окружающей среды (X) Эксплуатация линий -Обходы и тек.обслуживание -Текущий и кап.ремонт Персонал ТМЦ: кабель, опоры ЛЭП Услуги подрядчиков Протяженность линий по классам напряжения Плотность сети Износ сети Температурная зона Гололёдная нагрузка Ветровая нагрузка Эксплуатация подстанций -Тек. обслуживание -Текущий и кап.ремонт Персонал ТМЦ: трансформаторы, выключатели, ячейки Услуги подрядчиков Кол-во подстанций Средняя ёмкость подстанции Износ сети Температурная зона Эксплуатация АСУ, релейной защиты и автоматики Персонал ТМЦ: АСКУЭ и пр. Услуги подрядчиков Количество подстанций Протяженность сети Температурная зона Административно- управленческие процессы Персонал Информационные системы Количество подстанций Протяженность сети W – цены ресурсов: Средняя заработная плата Средний уровень цен на ТМЦ Итоговый набор показателей для моделей Y – характеристики сети: Протяженность линий Емкость подстанций, доля ёмкости подстанций высокого напряжения Плотность сети (учитывает кол-во точек подключения) Объем передачи электроэнергии и объем ее недопоставки ввиду аварийных отключений Х – характер-ки среды: Температурная зона Гололёдная нагрузка показатели климатических зон Определение переменных основывается на структуре типов и драйверов затрат

17 Полученная базовая модель расчета эффективных операционных (подконтрольных) расходов согласована с заинтересованными ведомствами 17 Обозн.Описание переменныхЕд. Изм.Источник данных, форма раскрытия информации OPEXПодконтрольные операционные затратыМлн. руб. Отчетность на официальном сайте РСК в соответствии с п.9 Постановления правительства РФ от lПротяженность линийКм.Информация РСК CКол-во точек подключенияШт.Информация РСК TТрансформаторная емкостьМВАИнформация РСК w Средняя зарплата в регионе в отрасли генерации и распределения электроэнергии Тыс. рубДанные Федеральной службы государственной статистики pСтоимость потребительской корзины в регионеТыс.рубДанные Федеральной службы государственной статистики k1k1 Количество переходов через нольдн.СНиП k2k2 Средняя температура января 0C0CСНиП k3k3 Показатель толщины стенки гололедамм.СНиП Трансформаторная ёмкости высокого напряжения%Информация РСК Линии высокого напряжения%Информация РСК YtНедоотпуск электроэнергий в следствие отключенийМлн. кВтчОтчетность в соответствии с ПП РФ от YПолезный отпускМлн. кВтчОтчетность в соответствии с ПП РФ от Величина неэффективности

18 … а также проходит наполнение модели данными сторонних ТСО и разрабатывается принцип реализации бенчмаркинга на практике 18 1.ФСТ дополняет разработанную формулу данными по сторонним ТСО для расчета коэффициентов бетта. 2.Проводится работа по определению подходов определения лучших практик (целевого образа) и числовых значений Х-факторов (темпов достижения целевого отпуска). 3.Согласовываются варианты перераспределения высвобождаемых средств, в результате проведения бенчмаркинга, в рамках котлового тарифа. Группа лучших практик выбирается на основе теор.формулы либо определяется регулятором вручную (например, 25%-30% лучших) 75% 83% 82% 100% РСК N 56% 63% 67% 68% 124% РСК 1 РСК 2 109% 114% 99% 78% 87% Иллюстративно Х-фактор

19 Подготовка и проведение бенчмаркинга. Определение применяемой модели Предлагается использовать установление «лучшей практики» не по конкретной компании, а по группе. При этом из выборки убираются «аутлайеры». Это позволит нивелировать проблему различий методик формирования операционных и подконтрольных расходов, «недорегулированности» отдельных ТСО и т.д. 2. Также целесообразно установить нижнюю границу неэффективности. ТСО работающие ниже данного значения неэффективности должны привести свои до этой границы за один год 3. Для вновь обратившейся ТСО операционные расходы устанавливаются из минимума – либо экономически обоснованные расходы, либо эффеквтиные по бенчмаркингу. Х-фактор равен 0.

20 Оценка параметров эффективности РСК ОАО «Россети» 20

21 Разность методик формирования операционных и подконтрольных расходов 21 RABВид расходов Индексац ия сырье и материалы ремонт основных средств оплата труда Другие: расходы по коллективным договорам и другие расходы, осуществляемые из прибыли Другие: расходы на обслуживание заемных средств Разница в методиках нивелируется расширением интервала «эффективности» и показатель базового уровня операционной эффективности и базового уровня подконтрольных расходов приравниваются друг другу в целях реализации метода сравнения аналогов

22 Система контроля данных и выявления нетипичных компаний (аутлаеров) 12 Контроль входных данных по удельным показателям и годовым темпам роста Выявление и отдельное оценивание аутлаеров Аутлаеры – компании, существенно изменяющие коэффициенты и результаты эффективности по всем компаниям при их добавлении в выборку OLS при сохранении в выборки аутлаеров OLS - ТСО - Аутлаер Драйвер (напр.длина линий) Затраты Причины по которым ТСО может быть аутлаером: Ошибки в данных Ненаблюдаемые (неучитываемые) специфичные факторы Реальная высокая не/эффективность 22

23 Анализ аутлайеров в базовой модели Компания Год, в котором компания является аутлайером Комментарии ЛенэнергоV Низкие удельные затраты среди сравнимых по размерам и структуре сети компаний ТюменьэнергоVVV Высокая доля высокого напряжения в структуре сети и высокие удельные затраты среди сравнимых по размерам сети компаний ЯнтарьэнергоVVV Низкие удельные затраты среди сравнимых по размерам и структуре сети компаний НижновэнергоVVV Высокие удельные затраты среди сравнимых по размерам и структуре сети компаний КолэнергоVVV Высокая доля высокого напряжения в структуре сети и высокие удельные затраты среди сравнимых по размерам сети компаний ГАЭСVVV Высокая доля емкости высокого напряжения при низкой трансформаторной емкости КалмэнергоVVV Низкие удельные показатели среди сравнимых по размерам и структуре сети компаний Кабардино-Балкарский филиалVV Высокие удельные затраты Карачаево-черкесский филиалVVV Высокие удельные затраты Перечень аутлайеров по годам Иллюстративно 23

24 Оценки коэффициентов моделей 24 Комментарий: *** - высокая значимость (на 1%); ** - средняя значимость (на 5%); * - умеренная значимость (на 10%); - - не значим Фактор COLS/MOLS на данных 2011 COLS/MOLS на данных (панель) SFA на данных (панель) Эластичность (* значимость) P-value (вероятность равенства 0) Эластичность (* значимость) P-value (вероятность равенства 0) Эластичность (* значимость) P-value (вероятность равенства 0) LnP (Цены) 1.40*** LnW (Зарплата) *** ***0.00 LnC (Точки подключения) 0.55*** *** ***0.00 LnD (Плотность сети) -0.30*** *** ***0.00 LnT (Трансф. емкость) 0.20* *** ***0.00 dT_hv (Доля емкости ВН) *0.10 dl_hv (Доля линий ВН) 1.3*** *** **0.03 LnYt_Y (Доля недоотпуска) -0.13*** *** ***0.00 Lnk3 (Ледовая нагрузка) 0.53** *** ***0.00 Lnk2 (Температура января) **0.04 Lnk1 (Дни переходов через ноль) 0.17*** _cons *** *** ***0.00 Результаты оценок эластичности базовой спецификации Комментарии: Модели дают схожие оценки эластичности затрат по факторам Значения эластичностей факторов корректны: эластичности факторов имеют правильные знаки затраты характеризуются возрастающей отдачей от масштаба