Всероссийский семинар-совещание

«Тарифное регулирование в 2014 году и

задачи органов государственного

регулирования на 2015 год»

г. Сочи

октябрь 2014 г.

И.А. Шагина

Методические указания по определению выпадающих доходов, связанных с осуществлением

технологического присоединения к электрическим сетям, утвержденные приказом ФСТ России от 11.09.2014

№ 215-э/1 (зарегистрирован Минюстом России 14.10.2014, регистрационный номер 34297)

Методические указания по определению базового уровня операционных, подконтрольных расходов

территориальных сетевых организаций, необходимых для осуществления регулируемой деятельности, и

индекса эффективности операционных, подконтрольных расходов с применением метода сравнения

аналогов

Методические указания по расчету тарифов на услуги по передаче электрической энергии, оказываемые

потребителям, не относящимся к населению и приравненным к нему категориям потребителей

Методические указания 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

Изменения в Регламент установления цен (тарифов) (или) их предельных уровней, предусматривающий

порядок регистрации, принятия к рассмотрению и выдачи отказов в рассмотрении заявлений об

установлении цен (тарифов) и (или) их предельных уровней, утвержденный приказом ФСТ России

28.03.2013 № 313-э

Формы раскрытия информации субъектами рынков электрической энергии и мощности, являющимися

субъектами естественных монополий

Разработанные нормативные акты

2

Первоначальный подход к системе бенчмаркинга

На основе регрессионного анализа с использованием

метода наименьших квадратов, по итогам множества

итераций эконометрического моделирования на

данных 2009-2011 гг. по 95 крупным компаниям

получена базовая модель расчета эффективности ОРЕХ:

Тестирование модели подтвердило наличие устойчивой статистического зависимости расходов

анализируемых компаний от выбранных «драйверов» и результаты позволили разработать

проект методических указаний по применению системы бенчмаркинга в целях тарифного

регулирования.

3

По итогам обсуждения проекта методических указаний было

принято решение о расширении выборки компаний и

проведении бенчмаркинга на отчетных данных за 2011-2013 гг.

Применение методологии сравнительного анализа (бенчмаркинга).

Переход к сравнению аналогов на основе оценки удельных показателей

4

При использовании в качестве удельных

показателей значимых переменных возможен

переход от первоначальной формулы к оценке

эффективности деятельности компаний на

основе оценки методом сравнения удельных

расходов.

𝑂𝑃𝐸𝑋км

∗ 𝑘1 +𝑂𝑃𝐸𝑋МВА

∗ 𝑘2 +𝑂𝑃𝐸𝑋

С∗ 𝑘3

3= 𝑅𝑛

𝑅𝑛 Х-фактор

0.

.

1%

.

.

.…%

.

.

.…%

.

.

.…%

.

.

17%

Индекс эффективности для тарифного регулирования

формируется на основе оценки (сравнения)

нормированных коэффициентов, которые в свою

очередь отражают суммарную эффективность

деятельности электросететвой компаний по набору

удельных переменных

𝑘𝑖 −коэффициенты нормировки, учитывающий корректировку на

климат и «потребительскую корзину»

Анализ полноты и качества информации, представленной региональными

регулирующими органами для проведения сравнительного анализа

5

Брянская область:

Представлены данные о

НВВ ТСО не имеющих ни

ПС(ТП), ни ЛЭП

Амурская область:

ТСО имеют ЛЭП, но не

имеют точек присоединения

Пермский край:

Отсутствует информация

по МРСК

Самарская область:

Отсутствует информация

по МРСК

Свердловская область:

Отсутствует информация

по МРСК

Чувашская Республика :

Отсутствует информация по

МРСК

Не представлены данные:

Республика Марий Эл, Республика Северная Осетия – Алания, Республика Ингушетия, Кабардино-Балкарская

Республика, Чеченская Республика, Республика Татарстан, Республика Тыва, Волгоградская область, Иркутская

область, Липецкая область, Псковская область, Смоленская область

Обсуждение проекта методических указаний по определению базового уровня

ОПР и индекса эффективности с применением метода сравнения аналогов

6

Проект приказа ФСТ России «Об утверждении

Методических указаний по определению базового уровня

операционных…», с применением метода сравнения

аналогов, с 29.07.2014 прошло обсуждение с использованием

Единого портала проектов НПА.

Предложения и замечания к проекту нормативного

акта направили:

• 21 орган государственного регулирования

тарифов субъектов Российской Федерации;

• 4 электросетевые компании;

• 1 эксперт

В рамках общественного обсуждения поступило 5

обращений (от регулирующих органов,

электросетевых компаний и экспертного

сообщества)

Ключевые вопросы и предложения

7

вопрос/предложение ответ

1. Возможно ли применение методики на период

после 2015 года.

Возмложно. После проведения ФСТ России сравнительного анализа деятельности

электросетевых компаний за 2012-2014 гг., расчета показателей и пересмотра соответствующих

приложений методики.

2. Применение методики по ряду компаний привело

к росту базового уровня ОПР, относительно

плановых значений 2013 года.

Анализ представленных данных показал, что:

1 . В ряде случаев оценка роста дана в не сопоставимых условиях – сравнивались плановые

расходы 2013 года, без учета их приведения к условиям 2015 года.

2. Присутствовали факторы, обусловленные по мнению региональных регуляторов,

представлением необоснованных величин фактических расходов ТСО и сравнением

деятельности компаний, осуществляющих деятельность в несопоставимых условиях – как

правило совмещающих свою деятельность в регулируемом и нерегулируемом секторах (заводы,

моносети и т.п.).

В целях исключения таких ситуаций было введено ограничение – подробности на следующем

слайде

3. Каким образом применять методику при расчете

базового уровня ОПР для электросетевых

компаний, регулирование деятельности

осуществляется впервые, либо отсутствуют данные

за прошедшие 3 года, либо компанией такие данные

не представлены

Текущей версией Методических указаний предполагается в обозначенных случаях производить

расчет базового уровня в соответствии с действующими методическими указаниями № 228-э и

№ 98-э. Однако проектом методики предусмотрено ограничение: рейтинг эффективности для

такой компании не может превышать показатель 0,29. При этом индекса эффективности

устанавливается на уровне 3%

4. Подлежат ли перерегулированию организации

для которых еще не закончился долгосрочный

период регулирования

Условия перерегулирования долгосрочных параметров определены Постановлением

Правительства РФ от 31.07.2014 № 750.

5. Предложения и замечания редакционного

характера: дополнить приложения показателями по

всем регионам, уточнить формулировки,

скорректировать формулы и т.д. и т.п.

Замечания учтены при доработке текста проекта Методических указаний.

𝐷 =𝑏

𝑝∗ 𝑥𝑛 − 𝑏 ∗ 100%

• Если для ТСО, в отношении которой был произведен пересмотр ДПР в рамках ППРФ от 24.10.2013 № 953, 2015 год является первым

(базовым) годом очередного долгосрочного периода, установление ДПР производится в соответствии с данной методикой;

• Пересмотр ДПР ТСО, регулирующихся методом доходности инвестированного капитала производится по согласованию с ФСТ России,

Минэнерго России и Минэкономразвития России

Установление базового уровня ОРЕХ осуществляется в соответствии с применяемым в отношении ТСО долгосрочным методом регулирования

в случае, если в рамках представленных ТСО данных фактический уровень ОРЕХ за предыдущий год или за два предыдущих года превысил

плановый уровень, установленный органом регулирования на D процентов, где:

( b, p – заданные параметры, 𝑥𝑛 - индекс эффективности)

Алгоритм расчета параметров долгосрочного регулирования

8

𝑘𝑛 = 𝑗=2013𝑚−1 (R𝑗

n − Rj−1n )

𝑚 − 2013𝑅𝑖𝑛 =

𝑁км 𝑖𝑛 +𝑁мва 𝑖

𝑛 +𝑁тп 𝑖𝑛

3

Определяется

рейтинг компании

Определяется достигнутая

эффективность

относительно 2012 года

Рассчитывается эффективный уровень

ОРЕХ на 2015 год, в зависимости от

достигнутого уровня эффективности с

2012 года

𝑘𝑛 ≥ −𝑥𝑛

𝑘𝑛 < −𝑥𝑛Эф.𝑂𝑝𝑒𝑥𝑛

𝑚+1 (ИПЦ;ИКА)

Уровень методики: Коэффициенты нормализации Уровень принятия решений РЭК: ОРЕХ и Х-фактор

𝑂𝑝𝑒𝑥𝑛𝑚+1 = эф.𝑂𝑝𝑒𝑥𝑛

𝑚+1* 20% +ЭОТ 𝑂𝑝𝑒𝑥𝑛

𝑚+1 * 80%𝑅𝑖𝑛 𝑥𝑛 = 1%− 7%, 10%

ППРФ от 31.07.2014 № 750

пересмотр по всем ТСО

(исключение ППРФ от 24.10.2013 № 953

Расчет величины базового уровня операционных расходов

9

Выбор способа расчета базового OPEX определяется соотношением рассчитанного

Х-фактора и уровня соответствия фактического OPEX установленному.

Х-фактор

OPEXфакт / OPEXутв *100%

130%100%

0%

7%

высокий Х-фактор

высокий рост

OPEX

высокий рост

OPEX и высокий

Х-фактор

относительно

высокий

Х-фактор и

рост OPEX

65% ТСООбласть

расчета

базового OPEX

методом

сравнения

аналогов

35% ТСООбласть

расчета

базового OPEX

по

действующей

для компании

методике

65% ТСО

Расчет произведен на основании информации по 562 ТСО, по которым представлены данные в необходимом объеме

10% ТСО получают Х-фактор

от 7%

Расчет величины базового уровня операционных расходов

10

0%

10%

20%

30%

40%

50%доля ТСО

OPEXфакт / OPEXутв

0%

10%

20%

30%доля ТСО

Х-фактор

Распределение компаний по уровню Х-фактора

25% ТСО превышают установленный ОРЕХ более, чем на 30%

Распределение компаний по соотношению

фактического и установленного OPEX

Отказ от использования системы У.Е.

Упрощенный порядок распределения НВВ по уровням напряжения

Использование только перетоков электрической энергии

База для расчeта заявленная мощность в разбивке по уровням напряжения

Расчет величины ПС. Объем ПС рассчитывается исходя из экономически обоснованного тарифа для

населения

Особенности расчета тарифов для ТСО, обслуживающих монопотребителей

Особенности расчета тарифов в территориальных изолированных зонах (4, 2, 1 уровень напряжения +

наличие только одноставочного тарифа)

Распределение объема услуг по уровням напряжения (ПНД от 27.12.2004 № 861)

Введение ВН-1 и расчет тарифов для ВН-1

Изменение в порядке ценообразования услуг по передаче электрической энергии

для прочих потребителей

Дифференциация по 4-м уровням напряжения

Распределение НВВ по уровням напряжения пропорционально У.Е. (за исключением прямых расходов)

Использование перетоков мощности

Большая «нагрузка» на более низкие уровни напряжения при расчете котловых тарифов (неравномерный учет

трансформации)

Значительная дифференциация тарифов

Действующая методология

Модель: Установление тарифов на уровне не ниже экономически обоснованного уровня тарифовОбеспечение прозрачности распределения нагрузки ПС между уровнями напряжения

11

Изменение в порядке ценообразования услуг по передаче электрической энергии

Единые котловые двухставочные тарифы

Ставка

на содержание электрических сетей

Ставка

на компенсацию

потерь

Инвестиционные расходы

(с учетом налогов: на прибыль, на имущество)Эксплуатационные расходы

- Доход на

инвестированный

капитал

- Возврат

инвестированного

капитала

- Капитальные вложения

(инвестиции)

- Расходы на амортизацию

- расходы на возврат и

обслуживание долгосрочных

заемных средств по

инвестиционным кредитам

ВН

ННp

p,i

сод

ii НВВНВВНВВ

сод

iНВВ

p,iНВВ

- необходимая валовая выручка

ТСО на содержание сетей на i-й год

- инвестиционные расходы на

сетей по уровню напряжения р (ВН,

СН-1, СН-2, НН)

Способы распределения инвестиционных расходов по уровням напряжения:

По принадлежности к уровню напряжения, для которых возможно определить такой уровень (ПНД от 27.12.2004 № 861)

Пропорционально остаточной стоимости инвестированного капитала (при применении метода доходности инвестированного капитала);

Пропорционально распределению стоимости основных средств сетевой организации (при применении метода долгосрочной индексации НВВ и метода

экономически обоснованных расходов).

Метод RAB Метод долгосрочной индексации НВВ

Где:

- сбыт. надбавка + услуги

инфраструктурных организаций

+ прогнозная одноставочная цена

покупки электроэнергии

(индикативная цена);

- величина

технологического расхода

(потерь) электроэнергии в сети

на соответствующем уровне

напряжения

ПОТliННСНСНВН

ЭСi ЭТ ,,/2/1/l,

ЭСiТ l,

ПОТliННСНСНВНЭ ,,/2/1/

12

Обязательные условия: ,

Двуставочные тарифы

l

ПОliНН

ПОliСН

ПОliСН

ПОliВН

l

liВНli

ЭОСОДiВН

NNNN

НВВНВВ

Т

,,,,2,,1,,

,,,

, ,

12

'''

Расчет тарифов на услуги по передаче электрической энергии

Единые (котловые) тарифы (двухставочные тарифы)

Ставка

на содержание электрических сетей

Ставка

на компенсацию потерь

ВН (110 кВ и выше):

СН I (35 кВ):

НН (ниже 1 кВ):

СН II (20-1 кВ):

l

ПО

liНН

ПО

liСН

ПО

liСН

l

liСН

ЭОСОД

iВН

ЭОСОД

iСН

NNN

НВВ

ТТ

,,,,2,,1

,,1

,

,

,

,1

12

'

l

ПО

liНН

ПО

liСН

l

iСН

ЭОСОД

iСН

ЭОСОД

iСН

NN

НВВ

ТТ

,,,,2

,2

,

,1

,

,2

12

'

l

ПО

liНН

l

liНН

ЭОСОД

iСН

ЭОСОД

iНН

N

НВВ

ТТ

,,

,,

,

,2

,

,

12

'

В соответствии с действующей

методологией расчета

Единые (котловые) тарифы

(одноставочные тарифы)

Расчет величины ПС – использование коэффициента при

распределении перекрестного субсидирования по уровням напряжения 1,

ВН

ННp

ipk 0, ipkipk ,

nПО,ji,,/2/1/ ННСНСНВНЭ

13

Форма 8 Единые (котловые) тарифы на услуги по передаче э/э, поставляемой прочим потребителям

Форма 8.1 Единые (котловые) тарифы на услуги по передаче э/э, поставляемой населению и

приравненным к нему категориям потребителей

Форма 8.2 Экономически обоснованные тарифы на услуги по передаче э/э

Форма 8.3 Показатели для расчета единых (котловых) тарифов на ВН, СН1, СН2, НН

Форма 8.4 Показатели для расчета тарифов на ВН1

Форма 8.5 Тарифы для ТСО, обслуживающих монопотребителей

Формы принятий тарифных решений.

Изменения в Регламент от 28.03.2013 № 313-э

В решении об установлении единых (котловых) тарифов указываются: цены (тарифы) на услуги по передаче по уровню напряжения (ВН1)

размер экономически обоснованных единых (котловых) тарифов с разбивкой по уровням напряжения в

двухставочном и одноставочном выражениях

объем полезного отпуска э/э и величин мощности, используемых при расчете единых (котловых) тарифов, с

разбивкой по уровням напряжения

величина перекрестного субсидирования, учтенная при расчете единых (котловых) тарифов, с разбивкой по

уровням напряжения

Выпадающие доходы от льготного ТП

Пункт 27 Правил государственного регулирования

Изменения в Регламент № 313-э

14

Стандарты раскрытия информации

постановление Правительства Российской Федерации от 11.08.2014 № 787

Раскрытие субъектами рынков электрическойэнергии информации по пп. «г» п. 9 Стандартовраскрытия информации:

Предложения о размере цен

(тарифов) (долгосрочных

параметров регулирования)

Раздел 1. Информация об организации

Раздел 2. Основные показатели деятельности

Раздел 3. Цены (тарифы) по регулируемым

видам деятельности организации

15

СПАСИБО ЗА ВНИМАНИЕ