Регулирование в условиях ограничения роста тарифов на 2012-2014 гг. и повышение эффективности инвестиционной и операционной деятельн

17.08.2011
Протокол совещания у Первого Зам. Председателя Правительства РФ
Шувалова И.И.
корректировка инвестпрограмм
рост эффективности ИПР при ограничении роста тарифов
15.09.2011
Зам. Председателя Правительства РФ
Сечин И.И. на совещании по исполнению ИПР энергокомпаниями
рост тарифов - не выше уровня инфляции
пересмотр тарифов с 01.07.2012
12.09.2011
Председатель Правительства РФ
Путин В.В. на комиссии по
бюджетным проектировкам
* - Среднегодовое значение при перерегулировании с 01.07.2012
Изменение подходов к тарифному регулированию на 2012-2014 гг
ограничения тарифов
«перезагрузка» RAB
Динамика тарифов
Механизмы реализации
«Перезагрузка» RAB
с 01.07.2012 по 01.07.2017
«Оптимизация» RAB
с 01.07.2012 по 31.12.2018
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 01.01.2012
Переход к RAB с 01.07.2012 с пересмотром долгосрочных параметров (снижение базы капитала)
«Перезагрузка» RAB
ПОСЛЕДСТВИЯ
Существенное снижение ИПР
Снижение инвестиционной привлекательности
Сокращение источников ИПР
(тариф + кредиты)
Снижение надёжности МРСК как заёмщика
Умеренное снижение ИПР
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

Влияние ограничения тарифов на объем инвестиционной программы 2012-2014 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 73 млрд.руб.
(-17%)

Динамика выручки по тарифу на передачу
6%
27%
23%
10%
32%
8%
31%
26%
-16
35%
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 29.12.10
Рост подконтрольных расходов ДЗО ОАО «Холдинг МРСК» в 2009-2011гг. 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 2009-2011 гг.

Филиалы МРСК с наибольшим дефицитом подконтрольного ОРЕХ за 2010-2011гг.(%)*
Наиболее значительные отклонения от подконтрольного тарифного ОРЕХ за 2010-2011гг.

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

Проблемные вопросы (2/2)
льготирование технологического присоединения
НПА льготирования ТП
Выпадающие от льготирования ТП
ПП РФ от 14.02.2009г. № 119 :
расширен перечень льготников (550 р.)
добавлены юр.лица до 15 кВт
источник компенсации – тариф на передачу э/э
ПП РФ от 21.04.2009 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
Размер тарифов в зарубежных странах 2006-2010 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 2011
1. Утв-е плана снижения издержек (бизнес-планирование)
2.Уст-е КПЭ менеджмента с учётом мероприятий по оптимизации
Ноябрь 2011
1. Изменение в ПП №109 :
⇨ правила учёта ИК
⇨ бенчмаркинг при определении базового уровня ОРЕХ, показателей надёжности и качества, в т.ч. потерь
Декабрь 2011
1. Изменение приказа ФСТ
№ 231-э:
⇨ нормативный метод учёта ИК с 01.01.2013
⇨ капитальные затраты в базу ИК по факту ввода
⇨ дисконт к стоимости ИК по недозагруженным объектам
⇨ базовый ОРЕХ по методики BANCH с 2014 года
Февраль 2012
1. Утв-е приказа Минэнерго по разработке типовых технологических решений
Апрель 2012
1. Приказ ФСТ России - установление предельных уровней капитальных затрат, в том числе на основе типовых техрешений
Июль 2012
1. Методика сравнительного анализа (бенчмаркинга) при определении базового уровня ОРЕХ, показателей надежности и качества, в том числе потерь
Ноябрь 2012
2011 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»
Положительные факторы:
Снижение уровня прироста котлового тарифа
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
Динамика средневзвешенных процентных ставок
портфеля заимствований
Основные принципы
Динамика величины средневзвешенного
срока погашения долга
Структура долга по банкам на 01.09.2011