Основные направления регулирования деятельности территориальных сетевых организаций Челябинской области

1.

Основные направления регулирования
деятельности территориальных сетевых
организаций Челябинской области
Заместитель начальника Управления - начальник
отдела регулирования тарифов на услуги субъектов
естественных монополий Министерства тарифного
регулирования и энергетики Челябинской области
Е.В. Лябова
Челябинск, ноябрь 2017 года

2. ОСНОВНЫЕ ЦЕЛЕВЫЕ ОРИЕНТИРЫ СТРАТЕГИИ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОСЕТЕВОГО КОМПЛЕКСА РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ (Распоряжение Правительства

Российской Федерации от 3.04.2013 № 511-р)
Повышение надежности и
качества энергоснабжения до
уровня, соответствующего запросу
потребителей
повышение качества
обслуживания потребителей
снижение недоотпуска
электрической энергии
снижение стоимости
технологического присоединения
для малого и среднего бизнеса
Увеличение безопасности
энергоснабжения, в том
числе снижение общего
количества несчастных
случаев, включая
неучтенные несчастные
случаи
Повышение эффективности
электросетевого комплекса
повышение загрузки мощностей
снижение удельных
инвестиционных расходов на 30 %
Снижение количества
территориальных сетевых
организаций
снижение на 50 % к 2017
относительно уровня
2012 и на 50 % к 2030
относительно уровня
2017
снижение операционных расходов
на 15 % к 2017
снижение к 2017 величины потерь
на 11 %
обеспечение конкурентного
уровня тарифов для бизнеса
снижение перекрестного
субсидирования в сетевом тарифе
Слайд 2

3. Нормативно-правовые акты, в соответствии с которыми осуществляется государственное регулирование тарифов на услуги по передаче

электрической энергии (мощности)
1.
Федеральный закон от 26.03.2003 № 35-ФЗ «Об электроэнергетике» (ред. Федерального закона
от 03.07.2016 № 268-ФЗ, с изменениями и дополнениями, вступившими в силу с 31.07.2016);
2.
Постановление
Правительства
Российской
Федерации
от
29.12.2011
№
1178
«О ценообразовании в области регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике» (далее – Основы
ценообразования) (ред. Постановления Правительства Российской Федерации от 12.11.2016 № 1157);
3.
Постановление
Правительства
Российской
Федерации
от
21.12.2009
№
1220
«Об определении применяемых при установлении долгосрочных тарифов показателей надежности
и качества поставляемых товаров и оказываемых услуг» (ред. Постановления Правительства Российской
Федерации от 30.09.2016 № 990);
4.
Приказ Миэнерго от 13.12.2011 № 585 «Об утверждении порядка ведения раздельного учета доходов
и
расходов
субъектами
естественных
монополий
в
сфере
услуг
по
передаче
электрической
энергии
и
оперативно-диспетчерскому
управлению
в электроэнергетике»;
5.
Приказ ФСТ России от 06.08.2004 № 20-э/2 «Об утверждении методических указаний по расчету
регулируемых
тарифов
и
цен
на
электрическую
(тепловую)
энергию
на розничном (потребительском) рынке»;
Слайд 3

4. Нормативно-правовые акты, в соответствии с которыми осуществляется государственное регулирование тарифов на услуги по передаче

электрической энергии (мощности)
6.
Приказ ФСТ России от 26.10.2010 № 254-э/1 «Об утверждении Методических указаний по расчету и применению
понижающих (повышающих) коэффициентов, позволяющих обеспечить соответствие уровня тарифов,
установленных для организаций, осуществляющих регулируемую деятельность, уровню надежности и качества
поставляемых товаров и оказываемых услуг»;
7.
Приказ ФСТ России от 17.02.2012 № 98-э «Об утверждении Методических указаний по расчету тарифов на услуги
по передаче электрической энергии, устанавливаемых с применением метода долгосрочной индексации
необходимой валовой выручки» (в ред. Приказа ФСТ России от 18.03.2015 № 421-э);
8.
Приказ Минэнерго от 07.08.2014 № 506 «Об утверждении Методики определения нормативов потерь электрической
энергии при ее передаче по электрическим сетям» (в ред. Приказа Минэнерго России от 31.08.2016 № 875);
9.
Приказ Минэнерго от 30.09.2014 № 674 «Об утверждении нормативов потерь электрической энергии при ее
передаче по электрическим сетям территориальных сетевых организаций» (действует до 1.04.2018);
10.
Приказ Минэнерго от 26.09.2017 № 887 «Об утверждении нормативов потерь электрической энергии при ее
передаче по электрическим сетям территориальных сетевых организаций» (вступает в силу с 1.04.2018);
11.
Приказ ФСТ России от 18.03.2015 № 421-э «Об утверждении Методических указаний по определению базового
уровня операционных расходов, подконтрольных расходов территориальных сетевых организаций, необходимых для
осуществления регулируемой деятельности, и индекса эффективности операционных расходов, подконтрольных
расходов с применением метода сравнения аналогов».
Слайд 4

5. Подходы к регулированию ТСО на 2018 год

№
п/п
1
2
Период
действия
тарифа
Период
Впервые
обратившиеся
ТСО
Первый год
регулирования
2018 г.
ТСО с 20152017 гг.
Первый год
очередного
долгосрочного
периода
регулирования
3
ТСО на 2017 г.
4
ТСО с 20162020 гг.
5
Нормативно-правовые акты
2018 год
ТСО с 20172021 гг.
Первый год
нового
долгосрочного
периода
регулирования
Очередной год
долгосрочного
периода
регулирования
Не менее
2018-2022
гг.
Корректировка
НВВ на
2018 г.
НВВ содержания
Приказ ФСТ России от 06.08.2004
№ 20-э/2
1) Приказ ФСТ России от 06.08.2004
№ 20-э/2
2) Приказ ФСТ России от 17.02.2012
№ 98-э
3) Приказ ФСТ России от 18.03.2015
№ 421-э
1) Приказ ФСТ России от 17.02.2012
№ 98-э
2) Приказ ФСТ России от 18.03.2015
№ 421-э
3) Приказ ФСТ России от 18.03.2015
№ 421-э – индекс эффективности
принимается на уровне 3%
Приказ ФСТ России от 17.02.2012
№ 98-э
Объем потерь
Приказ Минэнерго России
от 30.12.2008 № 326
Приказ Минэнерго России
от 30.09.2014 № 674
Долгосрочный параметр
тарифного регулирования уровень потерь,
прогнозный баланс
электрической энергии
Слайд 5

6. Анализ роста необходимой валовой выручки ТСО на 2018 год

Согласно Прогнозу социально-экономического развития российской федерации на 2018 год и на
плановый период 2019 и 2020 годов индексация тарифов для сетевых компаний на 2018 год
(исключая население) составит 3%
Необходимая валовая выручка сетевой организации | рост 3%
НВВ всего = НВВ содержания + НВВ потерь = 0,64 НВВ всего + 0,36 НВВ всего
Доля НВВ потерь в НВВ сетевых организаций в среднем по
Челябинской области составляет 36% (min 13%, max 65%)
НВВ потерь | рост 4,8%
Прогноз социальноэкономического развития
РФ на 2018 год
Слайд 6
НВВ содержания | средний рост - 2% (от -0,34% до 2,7%)
ИПЦ 2018 = 3,7%
При условии
неизмененного
количества
активов ТСО
Индекс эффективности
ОПР
Коэффициент
индексации ОПР
1%
2%
3%
4%
5%
6%
7%
10%
1,027
1,016
1,006
0,996
0,985
0,975
0,964
0,933

7. Шаблоны, обязательные к заполнению ТСО

№
п/п
Название шаблона
1.
Предложения сетевой
организации по
технологическому
расходу электроэнергии
(мощности) - потерям в
электрических сетях
2.
Мониторинг данных по
ТСО в рамках
применения метода
сравнения аналогов
(бенчмаркинг)
3.
Сведения об отпуске
(передаче)
электроэнергии
распределительными
сетевыми организациями
отдельным категориям
потребителей
4.
Тарифное предложение
организации
5.
Форма шаблона
Основание
предоставления
шаблон FORM3.1
Приказ ФСТ
России
от 12.04.2012
№ 53-э/1
BENCH.TSO
Приказ ФСТ
России
от 18.03.2015
№ 421-э
46-ЭЭ (передача)
ENERGY.KTL.NE
T.PLAN
ENERGY.KTL.LT
.CALC.NVV.NET
Приказ ФСТ
России
от 10.02.2006
№ 19-э/4
Период
Срок
предоставления
Форма
предоставления
Направляется
год
в срок до 1 апреля
года,
предшествующего
очередному периоду
регулирования
шаблон, на
бумажном
носителе
в МТРиЭ по
системе ФГИС
ЕИАС ФАС
России
год
По запросу ФАС
России
шаблон
в МТРиЭ по
системе ФГИС
ЕИАС ФАС
России
месяц
в срок до 20 числа
месяца, следующего
за отчетным
шаблон
год
в срок до 10 февраля
года, следующего за
отчетным
по системе
ФГИС ЕИАС
ФАС России в
ФАС России
шаблон
в МТРиЭ по
системе ФГИС
ЕИАС ФАС
России
год
Регламент
МТРиЭ
до 1 мая
год
Слайд 7

8.

КРИТЕРИИ ОТНЕСЕНИЯ ВЛАДЕЛЬЦЕВ ОБЪЕКТОВ
ЭЛЕКТРОСЕТЕВОГО ХОЗЯЙСТВА
К ТЕРРИТОРИАЛЬНЫМ СЕТЕВЫМ ОРГАНИЗАЦИЯМ
Министерство тарифного регулирования
и энергетики Челябинской области
проводит анализ соответствия организации критериям ТСО
В соответствии с п.24 Правил государственного
регулирования (пересмотра, применения)
цен (тарифов) в электроэнергетике (ПП РФ от
29.12.2011 № 1178) основанием для установления
(пересмотра), а также продолжения действия
установленной цены (тарифа) на услуги по передаче
электрической энергии в отношении юридического
лица, владеющего на праве собственности или на ином
законном основании объектами электросетевого
хозяйства, является его соответствие критериям
отнесения владельцев объектов электросетевого
хозяйства к ТСО.
Итоги применения
ПП РФ № 184
публикует до 1 ноября на официальном сайте
информацию о ТСО, в отношении которых
установлены (пересмотрены, продлены) цены
(тарифы) на услуги по передаче на очередной
расчетный период регулирования, а также о ТСО,
в отношении которых не установлены
(пересмотрены, продлены) цены (тарифы)
Количество регулируемых субъектов электросетевого комплекса на
2018 год составило 56 и сократилось по отношению к первому (2013)
году долгосрочного регулирования на 50,0 %.
Слайд 8

9. КРИТЕРИИ ОТНЕСЕНИЯ ВЛАДЕЛЬЦЕВ ОБЪЕКТОВ ЭЛЕКТРОСЕТЕВОГО ХОЗЯЙСТВА К ТЕРРИТОРИАЛЬНЫМ СЕТЕВЫМ ОРГАНИЗАЦИЯМ (Постановление

Правительства Российской Федерации от 28.02.2015 № 184 )
с 28.02.2015 года
с 14.10.2016 года
с 1.01.2017 года
Владение на праве собственности и (или) на ином законном основании на
Владение на праве собственности или на ином законном основании на срок не менее
очередного расчетного периода регулирования силовыми трансформаторами,
используемыми для осуществления регулируемой деятельности, суммарная
установленная мощность которых составляет не менее 10 МВА
Владение на праве собственности или на ином законном основании на срок не менее
очередного расчетного периода регулирования линиями электропередачи
(воздушными и (или) кабельными), используемыми для осуществления регулируемой
деятельности, не менее 2: ВН; СН1; СН2; НН - ниже 1 кВ
срок не менее долгосрочного периода регулирования
трансформаторными и иными подстанциями с установленными силовыми
трансформаторами (автотрансформаторами), расположенными и
используемыми для осуществления регулируемой деятельности в
административных границах субъекта Российской Федерации, сумма
номинальных мощностей которых составляет не менее 10 МВА
Владение на праве собственности и (или) на ином законном основании на
срок не менее долгосрочного периода регулирования линиями
электропередачи (воздушными и (или) кабельными), расположенными и
используемыми для осуществления регулируемой деятельности в
административных границах субъекта Российской Федерации,
непосредственно соединенными с трансформаторными и иными
подстанциями, указанными в пункте 1, сумма протяженностей
которых по трассе составляет не менее 15 км, не менее 2 классов
напряжения: ВН, СН1, СН2, НН - ниже 1 кВ - трехфазных участков линий
электропередачи
Отсутствие 3 фактов применения понижающих коэффициентов, отражающих уровень надежности и качества, за 3 предшествующих периода регулирования
Наличие выделенного абонентского номера для обращений потребителей услуг по передаче электрической энергии и (или) технологическому присоединению
Наличие официального сайта в информационно-телекоммуникационной сети «Интернет»
Отсутствие во владении и (или) пользовании объектов электросетевого хозяйства, расположенных в
административных границах субъекта Российской Федерации и используемых для осуществления регулируемой
деятельности в указанных границах, принадлежащих на праве собственности или ином законном основании
иному лицу, владеющему объектом по производству электрической энергии (мощности), который расположен в
административных границах соответствующего субъекта Российской Федерации и с использованием которого
осуществляется производство электрической энергии и мощности с целью ее продажи на оптовом рынке
электрической энергии (мощности) и (или) розничных рынках электрической энергии.
Слайд 9

10. КРИТЕРИИ ОТНЕСЕНИЯ ТЕРРИТОРИАЛЬНЫХ СЕТЕВЫХ ОРГАНИЗАЦИЙ К СЕТЕВЫМ ОРГАНИЗАЦИЯМ, ОБСЛУЖИВАЮЩИМ ПРЕИМУЩЕСТВЕННО ОДНОГО ПОТРЕБИТЕЛЯ

(в редакции ППРФ от 07.07.2015 № 680)
К моносетевым организациям относятся ТСО, оказывающие услуги по передаче электрической энергии
преимущественно монопотребителю (за исключением управляющей организации, товарищества
собственников жилья, жилищного, жилищно-строительного или иного специализированного
потребительского кооператива, осуществляющих деятельность в целях оказания потребителям
коммунальной услуги по электроснабжению) и (или) гарантирующему поставщику (энергосбытовой
организации, энергоснабжающей организации), действующему в интересах таких потребителей, при
условии соответствия одному из следующих критериев:
доля суммарной максимальной мощности энергопринимающих устройств, принадлежащих на праве
собственности или на ином предусмотренном законом основании монопотребителю и технологически
присоединенных в установленном порядке к электрическим сетям такой сетевой организации, за
последний календарный год, за который имеются отчетные данные, составляет не менее 80
процентов суммарной максимальной мощности всех энергопринимающих устройств (объектов
электросетевого хозяйства), технологически присоединенных в установленном порядке к
электрическим сетям такой сетевой организации
суммарный объем электрической энергии, отпущенной из электрических сетей такой сетевой
организации в отношении монопотребителя без учета перетока иным потребителям, за последний
календарный год, за который имеются отчетные данные, составляет не менее 80 процентов
суммарного объема электрической энергии, отпущенной из электрических сетей такой сетевой
организации за указанный период
МТРиЭ на 2017 год были установлены тарифы для одной моносетевой организации.
Слайд 10

11.

Определение (корректировка) НВВ на первый (очередной) год
долгосрочного периода
уе уеi 1
1 X i НРi Вi НВВiсод
НВВiсод ПРi 1 I i 1 K эл i
2 КНК
уе
i
- расходы i-го года долгосрочного периода регулирования, связанные
с компенсацией незапланированных расходов (со знаком «плюс») или полученного
избытка (со знаком «минус»), выявленных по итогам последнего истекшего года
долгосрочного периода регулирования
ПРi
- корректировка подконтрольных расходов в связи с изменением планируемых
параметров расчета тарифов;
НРi
- корректировка неподконтрольных расходов исходя из фактических значений
указанного параметра;
ПОi
- корректировка необходимой валовой выручки регулируемой организации
с учетом изменения полезного отпуска и цен на электрическую энергию.
Слайд 11

12. Определение подконтрольных операционных расходов (в соответствии с ПП РФ от 29.12.2011 № 1178)

Организация
обращается за
установлением
тарифа впервые
Организация
переходит на
долгосрочный
период (впервые
или на очередной)
Организация
обращается для
корректива НВВ в
течении долгосрочного
периода
Применяемые методы для расчета подконтрольных расходов
метод
экономическиобоснованных
расходов
метод экономическиобоснованных
расходов
метод сравнения
аналогов
метод индексации
необходимой
валовой выручки
Нормативно-правовые акты, Методические указания
Приказ ФСТ России от
06.08.2004 № 20-э/2
Приказ ФСТ России от
06.08.2004 № 20-э/2
Приказ ФСТ России от
18.03.2015 № 421-э
Приказ ФСТ России
от 17.02.2012 № 98-э
Слайд 12

13.

Методология сравнительного анализа
Основные положения:
На основе Методических указаний определяются:
величина базового уровня операционных, подконтрольных расходов
индекса эффективности операционных, подконтрольных расходов
Расчет производится на основании распределения ТСО по группам эффективности по итогам
расчета рейтинга эффективности ТСО, с учетом:
натуральных показателей ТСО
приведенные операционные расходы на один километр протяженности линий
электропередачи
приведенные операционные расходы на один мегавольтампер установленной
трансформаторной мощности электрических подстанций
приведенные операционные расходы на одну точку присоединения потребителей
услуг к электрической сети
уровня цен и климатических условий в регионе присутствия ТСО
Слайд 13

14.

Методология сравнительного анализа
Примечания к алгоритму расчета параметров долгосрочного
регулирования
В случае если необходимые для расчета рейтинга эффективности, величины эффективного
и/или базового уровня ОПР данные, не представлены ТСО в орган регулирования, либо
представленные данные являются недостоверными, значение индекса эффективности
ОПР принимается в размере 10%.
В случае, если, в соответствии с представленными данными, значение фактических ОПР
компании
за год, предшествующий периоду регулирования, либо за 2 года,
предшествующих периоду регулирования , в процентном исчислении превышает значение
ОПР, установленное регулирующим органом для компании n на соответствующий год,
более, чем на 30 процентов (в соответствии с формулой)
где b, p –заданные параметры,