Презентация замруководителя управления электроэнергтики ФСТ России И.А. Шагиной, детализирующая проект методики бенчмаркинга OPEX для электросетевых организаций.

1. Всероссийский семинар-совещание «Тарифное регулирование в 2014 году изадачи органов государственногорегулирования на 2015 год»
г. Сочи
октябрь 2014 г.
И.А. Шагина

2. Методическиеуказанияпоопределениювыпадающихдоходов,связанныхсосуществлениемтехнологическогоприсоединениякэлектрическимсетям,утвержденныеприказомФСТРоссииот11.09.2014 №215-э/1(зарегистрированМинюстомРоссии14.10.2014,регистрационныйномер34297)
Методическиеуказанияпоопределениюбазовогоуровняоперационных,подконтрольныхрасходовтерриториальныхсетевыхорганизаций,необходимыхдляосуществлениярегулируемойдеятельности,ииндексаэффективностиоперационных,подконтрольныхрасходовсприменениемметодасравненияаналогов
Методическиеуказанияпорасчетутарифовнауслугипопередачеэлектрическойэнергии,оказываемыепотребителям,неотносящимсякнаселениюиприравненнымкнемукатегориямпотребителей
Методическиеуказанияпоучетустепенизагрузкиобъектовэлектросетевогохозяйстваприформированиитарифови(или)ихпредельныхминимальныхи(или)максимальныхуровнейнауслугипопередачеэлектрическойэнергии
ИзменениявРегламентустановленияцен(тарифов)(или)ихпредельныхуровней,предусматривающийпорядокрегистрации,принятиякрассмотрениюивыдачиотказовврассмотрениизаявленийобустановлениицен(тарифов)и(или)ихпредельныхуровней,утвержденныйприказомФСТРоссии28.03.2013№313-э
Формыраскрытияинформациисубъектамирынковэлектрическойэнергииимощности,являющимисясубъектамиестественныхмонополий
Разработанные нормативные акты
2

3. Первоначальный подход к системе бенчмаркинга
Наосноверегрессионногоанализасиспользованиемметоданаименьшихквадратов,поитогаммножестваитерацийэконометрическогомоделированиянаданных2009-2011гг.по95крупнымкомпаниямполученабазоваямодельрасчетаэффективностиОРЕХ:
Тестированиемоделиподтвердилоналичиеустойчивойстатистическогозависимостирасходованализируемыхкомпанийотвыбранных«драйверов»ирезультатыпозволилиразработатьпроектметодическихуказанийпоприменениюсистемыбенчмаркингавцеляхтарифногорегулирования.
3
По итогам обсуждения проекта методических указаний было принято решение о расширении выборки компаний и проведении бенчмаркингана отчетных данных за 2011-2013 гг.
Применение методологии сравнительного анализа (бенчмаркинга).

4. Переход к сравнению аналогов на основе оценки удельных показателей 4
Прииспользованиивкачествеудельныхпоказателейзначимыхпеременныхвозможенпереходотпервоначальнойформулыкоценкеэффективностидеятельностикомпанийнаосновеоценкиметодомсравненияудельныхрасходов. 푂푃퐸푋 км∗푘1+ 푂푃퐸푋 МВА∗푘2+ 푂푃퐸푋 С∗푘33=푅푛
푅푛
Х-фактор
0
.
.
1%
.
.
.
…%
.
.
.
…%
.
.
.
…%
.
.
1
7%
Индексэффективностидлятарифногорегулированияформируетсянаосновеоценки(сравнения) нормированныхкоэффициентов,которыевсвоюочередьотражаютсуммарнуюэффективностьдеятельностиэлектросететвойкомпанийпонаборуудельныхпеременных
푘푖−коэффициенты нормировки, учитывающий корректировку на климат и «потребительскую корзину»

5. 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

6. Обсуждение проекта методических указаний по определению базового уровня ОПР и индекса эффективности с применением метода сравнения аналогов
6
ПроектприказаФСТРоссии«ОбутвержденииМетодическихуказанийпоопределениюбазовогоуровняоперационных…»,сприменениемметодасравненияаналогов,с29.07.2014прошлообсуждениесиспользованиемЕдиногопорталапроектовНПА.
Предложенияизамечаниякпроектунормативногоактанаправили:
•21органгосударственногорегулированиятарифовсубъектовРоссийскойФедерации;
•4электросетевыекомпании;
•1эксперт
Врамкахобщественногообсужденияпоступило5обращений(отрегулирующихорганов, электросетевыхкомпанийиэкспертногосообщества)

7. Ключевые вопросы и предложения
7
вопрос/предложение
ответ
1. Возможноли применение методики на период после 2015 года.
Возмложно. После проведения ФСТ России сравнительногоанализа деятельности электросетевых компаний за 2012-2014 гг., расчета показателей и пересмотра соответствующих приложений методики.
2. Применениеметодики 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 вне 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, моносетии 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 электросетевыхкомпаний, регулирование деятельности осуществляется впервые, либо отсутствуют данные за прошедшие 3 года, либо компанией такие данные не представлены
Текущейверсией Методических указаний предполагаетсяв обозначенных случаях производить расчет базового уровня всоответствии 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
Условияперерегулирования 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 учтеныпри доработке текста проекта Методических указаний.

8. 퐷= 푏 푝 ∗푥푛−푏∗100%
•ЕслидляТСО,вотношениикоторойбылпроизведенпересмотрДПРврамкахППРФот24.10.2013№953,2015годявляетсяпервым(базовым)годомочередногодолгосрочногопериода,установлениеДПРпроизводитсявсоответствиисданнойметодикой;
•ПересмотрДПРТСО,регулирующихсяметодомдоходностиинвестированногокапиталапроизводитсяпосогласованиюсФСТРоссии, МинэнергоРоссиииМинэкономразвитияРоссии
УстановлениебазовогоуровняОРЕХосуществляетсявсоответствиисприменяемымвотношенииТСОдолгосрочнымметодомрегулирования
вслучае,есливрамкахпредставленныхТСОданныхфактическийуровеньОРЕХзапредыдущийгодилизадвапредыдущихгодапревысилплановыйуровень,установленныйорганомрегулированиянаDпроцентов,где:
(b,p–заданныепараметры,푥푛-индексэффективности)
Алгоритм расчета параметров долгосрочного регулирования
8
푘푛= 푗=2013 푚−1(R푗n −Rj−1n) 푚−2013
푅푖 푛= 푁км푖 푛+푁мва푖 푛+푁тп푖 푛 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
푘푛≥−푥푛 푘푛<−푥푛 Эф.푂푝푒푥푛 푚+1(ИПЦ;ИКА)
Уровень методики: Коэффициенты нормализации
Уровень принятия решений РЭК: ОРЕХ и Х-фактор
푂푝푒푥푛 푚+1=эф.푂푝푒푥푛 푚+1*20%+ ЭОТ푂푝푒푥푛 푚+1*80%
푅푖 푛푥푛=1%−7%,10%
ППРФ от 31.07.2014 № 750
пересмотр по всем ТСО(исключение ППРФ от 24.10.2013 №953

9. 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% ТСО
Область расчета базового OPEX методом сравнения аналогов
35% ТСО
Область 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. 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

11. Отказ от использования системы У.Е.
Упрощенный порядок распределения НВВ по уровням напряжения
Использование только перетоковэлектрической 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 одноставочноготарифа)
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
Дифференциацияпо4-муровнямнапряжения
РаспределениеНВВпоуровнямнапряженияпропорциональноУ.Е.(заисключениемпрямыхрасходов)
Использованиеперетоковмощности
Большая«нагрузка»наболеенизкиеуровнинапряженияприрасчетекотловыхтарифов(неравномерныйучеттрансформации)
Значительнаядифференциациятарифов
Действующая методология
Модель: Установление тарифов на уровне не ниже экономически обоснованного уровня тарифов
Обеспечение прозрачности распределения нагрузки ПС между уровнями напряжения
11

12. 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
p НН
p,i
сод
i i НВВ НВВ НВВ
сод
i НВВ
p,i НВВ
- 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
ПОТ
ВН СН СН НН i l
ЭС
i Т Э ,l / 1/ 2/ , , 
ЭС
i Т ,l
ПОТ
ВН СН СН НН i l Э / 1/ 2/ , ,
12

13.  Обязательные условия: ,
 Двуставочные тарифы

 
 

   


l
ПО
НН i l
ПО
СН i l
ПО
СН i l
ПО
ВН i l
l
i l ВН i l
СОД ЭО
ВН i
N N N N
НВВ НВВ
Т
, , 1, , 2, , , ,
, , ,
,
,
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
НН i l
ПО
СН i l
ПО
СН i l
l
СН i l
СОД ЭО
ВН i
СОД ЭО
СН i
N N N
НВВ
Т Т
1, , 2, , , ,
1, ,
,
,
,
1,
12
'
 

 
 
l
ПО
НН i l
ПО
СН i l
l
СН i
СОД ЭО
СН i
СОД ЭО
СН i
N N
НВВ
Т Т
2, , , ,
2,
,
1,
,
2,
12
'



 
l
ПО
НН i l
l
НН i l
СОД ЭО
СН i
СОД ЭО
НН i
N
НВВ
Т Т
, ,
, ,
,
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
p НН
p i k 0 ,  p i p i k k ,
ПО,n
ВН /СН1/СН 2/НН,i, j Э
13

14. Форма 8 Единые (котловые) тарифы на услуги по передаче э/э, поставляемой прочим потребителям
Форма 8.1Единые (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 двухставочноми одноставочномвыражениях
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

15. Стандарты раскрытия информации
постановление Правительства Российской Федерации от 11.08.2014 № 787
Раскрытиесубъектамирынковэлектрическойэнергииинформациипопп.«г»п.9Стандартовраскрытияинформации: Предложения о размере цен (тарифов) (долгосрочных параметров регулирования)
Раздел 1. Информация об организации
Раздел 2. Основные показатели деятельностиРаздел 3. Цены (тарифы) по регулируемым видам деятельности организации
15

17. СПАСИБО ЗА ВНИМАНИЕ