Всероссийское совещание «Об итогах прохождения субъектами электроэнергетики осенне-зимнего периода 2009-2010 годов и задачах на пред

Генерация
2
Тарифное регулирование 2010 г.
Затраты на содержание СШГЭС отнесены на объем располагаемой мощности СШ ГЭК (СШГЭС+Майнский гидроузел)
Обеспечение надежности энергоснабжения потребителей ТЭС
(Протокол заседаний Правительственной комиссии от 17.09.2009 № 1 (р. III, п. 11) и от 3 октября 2009 г. № 2 (раздел III, пункт 6))
Индексация средств на ремонты (+6,4%) при общем снижении постоянных затрат на 10% - итоговый индекс=93,4
Учет в тарифах на мощность незапланированных расходов из-за разницы в индексах (по ГК, получившим отрицательный финансовый результат от реализации э/э)
Обеспечение финансирования эксплуатационных расходов СШГЭС
(Протокол заседания Правительственной комиссии от 11.11.2009 № 3, р. III, п. 9, 10)
Совершенствование структуры ДПМ
(Поручения Правительства Российской Федерации от 17.08.2009 № ИС-П9-4741, от 23.06.2009 № ИС-П9-3517 , п. 17, 18 и 19 Плана действий по обеспечению контроля за ходом сооружения генерирующих объектов, предусмотренных ДПМ)
- Учет экономии по газу из-за разницы в индексах на 2009 г. на основании предоставленной Минэнерго России информации о компаниях, недобросовестно выполняющих инвестиционные
обязательства в части ДПМ
- Учет инвестиций в тарифах поставщиков, исполняющих ДПМ
ОГК-1, -4, -5, -6
ТГК-1, -8, -11, -14
Курган, Оренбург, Иркутск-, Новосибирск-, Бийскэнерго, Красноярская ГЭС
ОГК-2, -3
ТГК-2, -4, -5, -6, -9, -12, -13
ТГК-2, -11, -12, -13, -14
Курганская ГК, ЮжноКузбасская ГРЭС

CAPEX-ЦИС х Кдеп /10
(бюджет?)
Генерация
Формула цены,
если не достаточно –экономически обоснованные затраты:
Амортизация,
Перекрестка с т/э (?),
Налоги (водный, на имущество, на землю),
ФОТ+ЕСН,
Ремонты (по нормативам МЭ(?))
+ ≈20 т.р./МВт.мес.
1 руб./МВт.мес пока не компенсируют сумму IPOхКдеп
ЦN-CAPEX х dIPO х Кдеп х d,
d1=1/10, d2=2/9, d3=3/8 ……
(?)
Стандарты раскрытия информации: публикация ценовых (тарифных) заявок!
Ценовые параметры, устанавливаемые ФСТ России на 2011 г. (и далее)
3

Тарифное регулирование 2010 г.
ОАО «ФСК ЕЭС»
Метод доходности инвестированного капитала на долгосрочный период регулирования 2010-2012 г.г. :
- инвестиционная программа ОАО «ФСК ЕЭС» на 2010-2012 г.г., включающая на 2010 год мероприятия по улучшению режимно-балансовой ситуации в ОЭС Сибири (10 млрд. руб.) (протокол заседания Правительства Российской Федерации от 15.09.2009 №30),
в составе неподконтрольных расходов учтена реализация «Программы первоочередных организационно-технических мероприятий по обеспечению надёжности работы электрических сетей ЕНЭС ОЭС Сибири»,
дифференциация тарифов для Северного Кавказа (снижение на 35%).
2011 г.
Продление долгосрочного периода (3+2)
Утверждение инвестпрограммы на 5 лет
Техприсоединение генераторов
66,0
93,8
124,6
155,4

Что сделано:
Распределительные сети
Учет инвестиций:
предельные уровни (ФСТ России) – без инвестиций (рост Ткон = 8%)
региональные регуляторы – превышение предельных уровней за счет инвестпрограммы (постановление Правительства Российской Федерации от 01.12.2009 № 977) (рост Ткон = 12%)

Повышение ответственности РСК за исполнение инвестпрограмм
Возможность переходить на метод RAB в течение текущего года
Применение пятилетнего долгосрочного периода, а также «3+2» (вкл. ФСК ЕЭС)
Ограничение величины сглаживания 12% от НВВ
Долгосрочное регулирование индексным методом
Исполнение Федерального закона «Об энергоэффективности…» в части перехода ВСЕХ сетей на долгосрочное тарифообразование
Наличие сетевых организаций, владеющих имуществом исключительно на правах аренды
Отсутствие по ряду регионов программ перспективного развития
Несоответствие инвесткапитала компаний оптимальной структуре инвестированного капитала
Изменение нормативной правовой базы ценообразования
Сетевой комплекс
Согласование ФСТ России перехода на RAB при доле заемного капитала не менее 30%
Методика RAB,
внесение изменений в Основы ценообразования

Развитие ценообразования на услуги по ОДУ
ОАО «СО ЕЭС»
Тариф на услуги по ОДУ в части управления технологическими режимами работы объектов электроэнергетики
0,209 руб./МВт.ч
снижение тарифа
3,9% к уровню 2009 г.
плательщиками являются покупатели-субъекты ОРЭМ (кроме приобретающих электроэнергию на
собств. и (или) хоз. нужды электростанций
Предельный максимальный уровень цен
(тарифов) на услуги по ОДУ в части:
услуг по ФПТРМ (постановление
Правительства РФ от 07.12.2005 №738)
услуг по обеспечению вывода ЕЭС России
из аварийных ситуаций (приказ МЭ, после – методика ФСТ)
услуг по организации отбора исполнителей
и оплаты услуг по обеспечению системной
надежности
6 458,7
руб./МВт.мес
НПРЧМ,
АВРЧМ,
регулирование реактивной мощности,
развитие систем противоаварийного управления ЕЭС России
цены, определенные по результатам конкурсных процедур
регулируемые цены
Рынок услуг по системной надежности
(постановление Правительства РФ от 03.03.2010 №117)
+
1.
2.
х min 10 раз (без МГИ)

Вопросы (задачи):
Тарифы для населения
Последняя миля
Перекрестное субсидирование тепловой энергии
Качество и надежность
Реализация постановления Правительства Российской Федерации от 01.12.2009 № 977
Изменение федеральных законов (35-ФЗ, 36-ФЗ)
Донастройка правил рынков