Основные целевые ориентиры стратегии развития электросетевого комплекса РФ

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, 2016 год

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

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 электрич

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»;
2.
Постановление
Правительства
Российской
Федерации
от
29.12.2011
№
1178
«О ценообразовании в области регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике» (далее – Основы
ценообразования);
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»;
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 электрич

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»;
8.
Приказ Минэнерго от 07.08.2014 № 506 «Об утверждении Методики определения нормативов
потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям»;
9.
Приказ Минэнерго от 30.09.2014 № 674 «Об утверждении нормативов потерь электрической
энергии при ее передаче по электрическим сетям территориальных сетевых организаций»;
10.
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.

КРИТЕРИИ ОТНЕСЕНИЯ ВЛАДЕЛЬЦЕВ ОБЪЕКТОВ
ЭЛЕКТРОСЕТЕВОГО ХОЗЯЙСТВА
К ТЕРРИТОРИАЛЬНЫМ СЕТЕВЫМ ОРГАНИЗАЦИЯМ
(Постановление Правительства Российской Федерации от 28.02.2015 № 184)
Владение на праве собственности или на ином законном основании на срок не менее очередного расчетного периода
регулирования силовыми трансформаторами, используемыми для осуществления регулируемой деятельности в
административных границах субъекта Российской Федерации, 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 в административных границах субъекта Российской Федерации,
не менее 2 уровней напряжения
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"
Слайд 5

6.

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)
По результатам перерегулирования с 1.07.2015 количество
регулируемых субъектов электросетевого комплекса на 2016 год
составило 73 и сократилось по отношению к первому (2013) году
долгосрочного регулирования на 34,8 %.
Слайд 6

7. КРИТЕРИИ ОТНЕСЕНИЯ ТЕРРИТОРИАЛЬНЫХ СЕТЕВЫХ ОРГАНИЗАЦИЙ К СЕТЕВЫМ ОРГАНИЗАЦИЯМ, ОБСЛУЖИВАЮЩИМ ПРЕИМУЩЕСТВЕННО ОДНОГО ПОТРЕБИТЕЛЯ (в реда

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 2016 год установлены тарифы для одной моносетевой организации.
Слайд 7

8. Подходы к регулированию ТСО на 2017 год

№
п/п
1
2
Период
действия
тарифа
2017 год
Период
Впервые
обратившиеся
ТСО
Первый год
регулирования
2017 г.
ТСО с 20142016 гг.
Первый год
очередного
долгосрочного
периода
регулирования
3
ТСО на 2016 г.
4
ТСО с 20162020 гг.
5
Нормативно-правовые акты
ТСО с 20152017 гг.
Не менее
2017-2021
Первый год
нового
долгосрочного
периода
регулирования
Не менее
2017-2019
Очередной год
долгосрочного
периода
регулирования
Корректировка
НВВ на
2017 г.
НВВ содержания
Объем потерь
Приказ ФСТ России от 06.08.2004
№ 20-э/2
Приказ Минэнерго России
от 30.12.2008 № 326
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
Приказ Минэнерго России
от 30.09.2014 № 674
Долгосрочный
параметр
тарифного регулирования уровень
потерь,
прогнозный
баланс
электрической энергии
Слайд 8

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

Организация
обращается за
установлением
тарифа впервые
Организация
впервые переходит
на долгосрочный
период
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 9

10. Алгоритм расчета параметров долгосрочного регулирования

Методология сравнительного анализа
Алгоритм расчета параметров долгосрочного регулирования
Уровень принятия решений РЭК: ОРЕХ и Х-фактор
Уровень методики: Коэффициенты нормализации
Определяется
рейтинг компании
Определяется достигнутая
эффективность относительно
2013 года
Рассчитывается эффективный уровень ОРЕХ
на 2017 год, в зависимости от достигнутого
уровня эффективности с 2013 года
 
 
 
Расчет рейтинга
эффективности проводится
с использованием
нормализованных удельных
показателей, определенных
по данным за 3 года
Величина эффективного уровня
ОПР определяется на
основании расчета
коэффициента изменения
рейтинга эффективности за
2013-2015 гг.
Базовый уровень ОПР ТСО
определяется в 70% доле от уровня
ОПР, рассчитанных в соответствии с
Приказом ФСТ России от 17.02.2012
№ 98, и 30% доле от величины
эффективного уровня ОПР
Слайд 10

11.

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 11

12.

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, -индекс эффективности
установление базового уровня OPEX такой компании осуществляется в соответствии с
действующим для компании долгосрочным методом регулирования.
Для организаций, переход на долгосрочный метод регулирования которых осуществляется в
предстоящем периоде регулирования, либо в году предшествующем периоду регулирования
значение индекса эффективности ОПР устанавливается на уровне 3%.
За 2015 год МТРиЭ выявлено около 75% организаций, представивших
недостоверные данные
Слайд 12

13. Определение величины (уровня) потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям на первый год долгосрочного периода

Приказом Минэнерго от 17.10.2014 № 747 «О внесении изменений в приказ Минэнерго «Об
утверждении административного регламента предоставления Министерством энергетики
Российской Федерации государственной услуги по утверждению нормативов технологических
потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям» внесены изменения в
части полномочий Минэнерго по утверждению нормативов технологического расхода (потерь).
В рамках своих полномочий Министерство тарифного регулирования и энергетики Челябинской
области утверждает величину (уровень) технологического расхода (потерь) электрической
энергии при ее передаче по электрическим сетям в соответствии с
Приказом Минэнерго от 07.08. 2014 № 506 «Об утверждении Методики определения
нормативов потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям»;
Приказ Минэнерго от 30.09.2014 № 674 «Об утверждении нормативов потерь электрической
энергии при ее передаче по электрическим сетям территориальных сетевых организаций»
(далее – Приказ № 674).
Нормативы потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям
территориальных сетевых организаций на основе сравнительного анализа определяются по
следующим уровням напряжения:
o высокое напряжение (ВН) - 110 кВ и выше, за исключением объектов электросетевого хозяйства
и (или) их части, переданных в аренду организацией по управлению ЕНЭС территориальным
сетевым организациям;
o среднее первое напряжение (СН1) - 35 кВ;
o среднее второе напряжение (СН2) - 20-1 кВ;
o низкое напряжение (НН) - ниже 1 кВ.
Слайд 13

14.

Определение величины (уровня) потерь электрической энергии при ее
передаче по электрическим сетям на первый год долгосрочного периода
Величина потерь электрической энергии определяется регулирующим органом на каждый год долгосрочного
периода регулирования ТСО исходя из уровня потерь электрической энергии и величины планового отпуска
электрической энергии в сеть.
Уровень потерь электрической энергии определяется как минимальное значение из норматива потерь
соответствующей группы ТСО и уровня напряжения, утвержденного Приказом № 674, и уровня
фактических потерь электрической энергии за последний истекший год на соответствующем уровне
напряжения ТСО.
При этом указанные группы ТСО для конкретной организации определяются в зависимости от ее отпуска
электрической энергии в электрическую сеть, протяженности линий электропередач в одноцепном
выражении, соотношения протяженности воздушных (ВЛ) и кабельных (КЛ) линий электропередачи в
одноцепном выражении (ВЛ/(ВЛ+КЛ)*100%) за базовый год.
В случае если протяженность линий электропередачи в одноцепном выражении равна нулю, то для ВН
принимается норматив группы «10 000 и более», для СН1 – «1 000 и более», для СН2 – «более 1 000, менее
30».
На каждый последующий год долгосрочного периода регулирования уровень потерь электрической энергии
устанавливается регулирующим органом равным уровню потерь, установленному на первый год
долгосрочного периода регулирования.
.
Слайд 14

15.

Определение величины (уровня) потерь электрической энергии при ее
передаче по электрическим сетям на очередной год долгосрочного периода
Утвержденный
МТРиЭ
уровень потерь
ЭЭ (%)
Прогнозное
поступление
ЭЭ на 2017 год
Величина
потерь ЭЭ на
2017 год
Потери рассчитываются по каждому уровню напряжения
Предложения ТСО по потерям в электрических сетях
направляются в МТРиЭ до 1 апреля
Корректировка предложения возможна до 1 августа
Слайд 15

16. Нормативы потерь электрической энергии

Отпуск электрической энергии в электрическую
сеть / протяженность линий электропередачи в
одноцепном выражении, тыс. кВт·ч /км
Нормативы потерь электрической энергии при ее
передаче по электрическим сетям
территориальных сетевых организаций от отпуска
электрической энергии в электрическую сеть, %
Высокое напряжение
1 500 и менее
6,03
1 500 - 10000
4,00
10 000 и более
2,07
Среднее первое напряжение
200 и менее
7,50
200 1 000
5,40
1 000 и более
3,22
Слайд 16

17. Нормативы потерь электрической энергии

Отпуск электрической энергии в
электрическую сеть / протяженность
линий электропередачи в одноцепном
выражении, тыс. кВт·ч /км
Соотношение протяженности
воздушных и кабельных линий
электропередачи в одноцепном
выражении, %
Нормативы потерь электрической
энергии при ее передаче по
электрическим сетям территориальных
сетевых организаций от отпуска
электрической энергии в электрическую
сеть, %
Среднее второе напряжение
менее 1 000
менее 30
6,12
более 1 000
менее 30
6,48
менее 1 000
более 30
7,84
более 1 000
более 30
4,85
Низкое напряжение
менее 1 000
менее 30
7,27
более 1 000
менее 30
12,02
менее 1 000
более 30
12,76
более 1 000
более 30
8,08
Слайд 17

18. Пример определения величины и уровня потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям ТСО

Слайд 18

19.

Корректировка НВВ на 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
Выигрыш потребителя
Прочие (остальные)
расходы
Рост тарифа при методе индексации
без применения ДПР
Прочие (остальные)
расходы
Выпадающие расходы
Услуги регулируемых
организаций
Налоги
Расходы из прибыли
на инвестиции
Амортизация
Выпадающие расходы
Фактор повышения
операционных расходов (с
учетом изменения
инфляции, изменения
состава активов и Хфактора)
Услуги регулируемых
организаций
т
ао
иф ва и
р
та ест
ть
ос й кач
м
си еле
ви
За казат ости
по дежн
на
- 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
где:
DПРi
- корректировка
подконтрольных расходов в связи с
изменением планируемых
параметров расчета тарифов;
Налоги
Расходы из прибыли
на инвестиции
DНРi
- корректировка
неподконтрольных расходов
исходя из фактических значений
указанного параметра;
Амортизация
ОРЕХ
i=2016
ОРЕХ
ПОi
- корректировка необходимой
валовой выручки регулируемой
организации с учетом изменения
полезного отпуска и цен на
электрическую энергию.
i+1=2017
Слайд 19

20. Определение значений показателей качества и надежности поставляемых товаров и оказываемых услуг на 2016-2020 гг.

МТРИЭ
Пр
ед
о
ст
ав
ля
ет
Фактические значения ПКиН,
рассчитанные в соответствии с
разделами 2, 3, 4 и 5 Приказа
Минэнерго России от 14.10.2013
до 1 апреля
ет
ку
ли
уб
Начиная с 2015 года по
результатам за 2014 год и далее
ежегодно ТСО дополнительно
осуществляют расчет
индикативных показателей
уровня надежности оказываемых
услуг в соответствии с разделом 8
Приказа Минэнерго от 14.10.2013
№ 718
П
ТСО
САЙТ*
*ТСО публикует информацию в соответствии с пп л) п. 11 постановления Правительства Российской Федерации от 21.01.2004 № 24
«Об утверждении стандартов раскрытия информации субъектами оптового и розничных рынков электрической энергии » о качестве
обслуживания потребителей услуг сетевой организации (по форме 7 к приказу Минэнерго России от 15.04.2014 № 186 «О единых стандартах
качества обслуживания сетевыми организациями потребителей услуг сетевых организаций»).
Слайд 20

21. Расчет плановых значений показателей качества и надежности

ТСО
Долгосрочное
регулирование
Показатель уровня
надежности
оказываемых услуг
(Пп)
Показатель
уровня качества
осуществляемого
технологического
присоединения к
сети (Птпр)
ПКиН
(долгосрочное
регулирование)
ИПР
(целевые показатели)
Показатели
уровня
качества
оказываемых
услуг (Птсо)
Показатель уровня
надежности
оказываемых услуг
(Пп)
Показатель
уровня качества
осуществляемого
технологического
присоединения к
сети (Птпр)
Целевые
показатели
(ИПР)
Слайд 21
Показатели
уровня
качества
оказываемых
услуг (Птсо)

22. Индикативные показатели уровня надежности оказываемых услуг

Индикативные показатели надежности оказываемых услуг
Средняя продолжительность
прекращений передачи электрической
энергии
Средняя частота прекращения передачи
электрической энергии
•  
•  
Обращаем ВНИМАНИЕ, что в соответствии с разделом 8 Методических указаний, начиная с 2015 года по
результатам за 2014 год и далее ежегодно, расчет индикативных показателей уровня надежности оказываемых
услуг, а также предоставление всех исходных данных в соответствии с приложением № 8 к Методическим
указаниям является обязательным.
Слайд 22

23. Обобщенный показатель уровня надежности и качества оказываемых услуг

Коб
 
Показатель
уровня
надежности
 
Показатель уровня
технологического
присоединения
Показатель уровня
качества
 
Коэффициент
надежности,
Кнад
Показатель качества
технологического
присоединения,
Ккач1
Показатель качества
оказываемых услуг,
Ккач2
Достигнуто
0
0
0
Не достигнуто
-1
-1
-1
Достигнуто со
значительным
улучшением
1
1
1
Критерий достижения
К – коэффициенты допустимого отклонения.
Слайд 23

24.

Корректировка НВВ на содержание сетей на 2017 г.
КНК
коэффициент корректировки НВВ с учетом надежности и качества оказываемых услуг
Коб
обобщенный показатель надежности и качества оказываемых услуг
(Приказ Министерства Энергетики РФ от 14.10.2013 г. № 718)
Пкор
максимальный процент корректировки
(Приказ ФСТ России от 26.10.2010 г. №254-э/1)
Максимально возможная
корректировка НВВ на 2017 год
Не предоставление
фактических
данных
КНК
-3%
Не достижение
плановых значений
КНК
-2%
Достижение
плановых значений
КНК
0%
Значительное
улучшение
показателей
КНК
2%
Слайд 24

25. Повышение надежности и качества энергоснабжения до уровня, соответствующего запросу потребителей

Ключевой приоритет в отношении оценки деятельности сетевых организаций на сегодня – это повышение
качества и надежности предоставляемых услуг.
С целью повышения ответственности сетевых компаний предусмотрена корректировка НВВ с учетом надежности
и качества услуг введением понижающего (повышающего) коэффициента, корректирующего НВВ ТСО с
учетом достижения плановых значений показателей надежности и качества поставляемых товаров и оказываемых
услуг в году i, определяемого в процентах в соответствии с Методическими указаниями, утвержденными
приказом ФСТ России от 26.12.2010 № 254-э/1
ПЕРСПЕКТИВА!
Минэнерго России разрабатывает проект приказа «Об утверждении методических указаний по расчету
уровня надежности и качества поставляемых товаров и оказываемых услуг для организации по
управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью и территориальных сетевых
организаций» в целях исполнения пункта 3.1 План-графика реализации издания нормативных правовых
актов для реализации Стратегии развития электросетевого комплекса Российской Федерации,
утвержденный распоряжением Правительства Российской Федерации от 03.04.2013 № 511-р.
ВАЖНО!
Целью данного проекта приказа является совершенствование процедуры определения плановых
(целевых) значений показателей надежности для сетевых организаций на основе сравнительного
анализа, кроме того предполагается реализация нового подхода для расчета значений показателей
надежности на основе мировых практик для применения при тарифном регулировании с 2017 года.
Слайд 25

26. Отчет о предоставлении фактических показателей качества и надежности

№
п/п
Наименование
2013 год
2014 год
2015 год
А
1
2
3
4
80
82
54
74
49
8
5
12
4
1
Предоставили фактические значения ПКиН
1.2
Предоставили расчет индикативных ПКиН
1.3
Не предоставили расчет индикативных ПКиН
2
Не предоставили фактические значения ПКиН
Х
12
МТРиЭ скорректировало величину НВВ на основании результатов достигнутых фактических значений
показателей качества и надежности за 2014 год в соответствии с п.6 Методических указаний по расчету
понижающих (повышающих) коэффициентов, утвержденных приказом ФСТ России от 26.10.2010
№ 254-э/1, снизив НВВ на 263,61 тыс. руб. (3% от котловой НВВ 2014 года).
Слайд 26

27. 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
потребителеq
4.
5.
Тарифное предложение
организации
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
Регламент
МТРиЭ
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
до 1 мая
год
Слайд 27

28. Новые положения по инвестиционному планированию электроэнергетики в 2016 году

•ИПР организаций электросетевого комплекса на основании целевых показателей надежности и качества
оказания услуг по передаче электрической энергии.
•Ограничение стоимости мероприятий ИПР на основании утверждаемых Минэнерго России укрупненных
нормативов цены типовых технологических решений капитального строительства объектов
электроэнергетики.
•Расширение перечня подлежащей раскрытию информации об ИПР субъектов электроэнергетики (отчетах
о реализации ИПР).
•Использование для целей утверждения ИПР субъектов электроэнергетики и осуществления контроля за
их реализацией информации об ИПР (отчетах о реализации ИПР), раскрываемой субъектами
электроэнергетики на официальном сайте Единого портала государственных и муниципальных услуг
(функций)» (www.gosuslugi.ru).
•Обязательное общественное обсуждение проектов ИПР электросетевых организаций.
•Участие советов потребителей на всех этапах утверждения ИПР электросетевых организаций.
•Утверждение ИПР сетевых организаций, предусматривающих строительство новых линий
электропередачи и трансформаторных подстанций при условии, если такие мероприятия
предусмотрены утвержденными в установленном порядке схемой и программой развития ЕЭС России,
схемами и программами развития электроэнергетики субъектов РФ.
•Рассмотрение неурегулированных разногласий, возникающих при рассмотрении проектов ИПР, а также
обращений советов потребителей по вопросам учета замечаний, полученных в ходе общественного
обсуждения проектов ИПР, на заседании Правительственной комиссии по вопросам развития
электроэнергетики (высшими исполнительными органами государственной власти соответствующих субъектов
РФ).
•Использование результатов технологического и ценового аудита при принятии Минэнерго России и
уполномоченными органами исполнительной власти субъектов РФ решений об утверждении ИПР, а также при
осуществлении контроля за их реализацией .
Слайд 28

29. Нормативно-правовые акты, в соответствии с которыми осуществляется государственное регулирование инвестиционных программ ТСО

№
Дата и номер НПА
Наименование НПА
п/п
Постановления Правительства Российской Федерации
1
2
3
программах
Примечание
Определен порядок утверждения инвестиционных программ (далее –
ИПР) субъектов электроэнергетики, соответствующих критериям
отнесения субъектов электроэнергетики к числу субъектов, ИПР
субъектов которых (включая определение источников их финансирования)
утверждаются
уполномоченным
федеральным
органом
исполнительной власти и (или) органами исполнительной власти
субъектов Российской Федерации, установленным Правительством
Российской Федерации, и порядок внесения изменений в ИПР.
от 1 декабря 2009
№ 977
«Об
инвестиционных
электроэнергетики»
от 21 января 2004
№ 24
Территориальная сетевая организация (далее – ТСО) публикует на
Пункты 11ж), 11ж(1) Постановления Правительства своем официальном сайте информационно-телекоммуникационной
Российской Федерации «Об утверждении стандартов сети «Интернет» информацию:
раскрытия информации субъектами оптового и - об ИПР (о проекте ИПР и (или) проекте изменений, вносимых в ИПР
и обосновывающих ее материалах;
розничных рынков электрической энергии»
- об отчетах о реализации ИПР и об обосновывающих их материалах.
от 27 июня 2013
№ 543
Пункт 4 Постановления Правительства Российской Пункт 4:
Федерации «об утверждении формы отчета об Государственный контроль (надзор) осуществляется Федеральной
использовании инвестиционных ресурсов, включенных в антимонопольной службой и органами исполнительной власти
регулируемые государством цены (тарифы) в сфере субъектов Российской Федерации в области государственного
регулирования цен (тарифов).
электроэнергетики и в сфере теплоснабжения»
Приказы ФСТ России (с 21.07.2015 ФАС России)
«Об утверждении формы отчета об использовании Утверждена форма отчета об использовании инвестиционных
от 20 февраля 2014 инвестиционных ресурсов, включенных в регулируемые ресурсов, включенных в регулируемые государством цены (тарифы) в
4
№ 202-э
государством цены (тарифы) в сфере электроэнергетики и сфере электроэнергетики и в сфере теплоснабжения.
в сфере теплоснабжения»
Слайд 29

30.

Нормативно-правовые акты, в соответствии с которыми осуществляется
государственное регулирование инвестиционных программ ТСО
№
п/п
Дата и номер НПА
Наименование НПА
Примечание
Приказы Минэнерго России
5
6
от 24 марта 2010
№ 114
от 10 июня 2014
№ 346
Утверждены:
- формы ИПР субъектов электроэнергетики, в уставных капиталах
«Об утверждении формы инвестиционной программы которых участвует государство, и сетевых организаций;
субъектов электроэнергетики, в уставных капиталах - формы отчета о выполнении инвестиционных программ субъектов
которых
участвует
государство,
и
сетевых электроэнергетики, в уставных капиталах которых участвует
организаций»
государство, и сетевых организаций за квартал (не позднее 30 дней).
Порядок установления целевых показателей для целей формирования
«Об утверждении порядка установления целевых инвестиционных программ сетевых организаций
показателей для целей формирования инвестиционных
программ сетевых организаций, в том числе
организации по управлению единой национальной
(общероссийской) электрической сетью»
Приказы ФСТ России (с 21.07.2015 ФАС России)
7
от 5.09.2011
№ 12-0624
Поквартально (нарастающим итогом) предоставление ТСО в
Министерство тарифного регулирования и энергетики Челябинской
области информации об инвестиционных программах в формате
О предоставлении информации об инвестиционной шаблона ЕИАС ФАС России «Мониторинг принятых инвестиционных
программе в шаблоне NET.INV
программ субъектами Российской Федерации по сетевым организациям»
(NET.INV).
Слайд 30

31. Порядок утверждения Министерством тарифного регулирования и энергетики Челябинской области инвестиционных программ (ИПР) сетевых органи

Порядок утверждения Министерством тарифного регулирования
и энергетики Челябинской области инвестиционных программ (ИПР)
сетевых организаций (с 2016 года)
1) Разработка проекта ИПР,
одобрение Советом
директоров Общества
начало
2) До 1 марта
Опубликование проекта
ИПР с использованием
официального сайта
ЕПГУ* в сети Интернет в
соответствии со
стандартами раскрытия
информации (включая
результаты
технологического и
ценового аудита)
Формирование
проекта ИПР
Для целей формирования проекта ИПР:
1) установление целевых показателей;
2) утверждение схем и программ перспективного
развития электроэнергетики;
3) получение предложений заинтересованных лиц
(потребителей, субъектов РФ, организаций) по
корректировке ИПР (в случае наличия
утвержденной ИПР)
8) до 1 ноября
Утверждение ИПР
решением МТРиЭ
Общественное обсуждение
проекта ИПР
До 20 марта
Замечания и
предложения
общественности на
проект ИПР
7) Опубликование
на ЕПГУ итогового
проекта ИПР
3) До 5 апреля
Опубликование доработанного
проекта ИПР на ЕПГУ для целей
утверждения (включая результаты
технологического и ценового аудита и
сводку по результатам общественного
обсуждения) и
направление заявления об
утверждении в уполномоченный
орган субъекта РФ
4) Опубликование на
ЕПГУ доработанного
проекта ИПР
(включая результаты
технологического и
ценового аудита)
Согласование проекта ИПР,
подготовка заключений на проект ИПР
системный, оператор, межотраслевой
совет потребителей формируют свои
замечания (заключения) о
рассмотрении проекта ИПР
5) Проведение
согласительных
процедур и
совещаний в МТРиЭ,
фиксация решений в
протоколах
6) Рассмотрение высшим исполнительным органом
гос. власти субъекта РФ разногласий по ИПР
(обращения межотраслевого совета потребителей по
неучтенным предложениям, в том числе по
результатам общественного обсуждения) и принятие
соответствующего решения
Слайд 31
* ЕПГУ – Единый портал государственных и муниципальных услуг (функций)

32. Порядок взаимодействия МОСП, ТСО и МТРиЭ на всех этапах рассмотрения, утверждения (корректировки) инвестиционных программ ТСО Челябинской

области
1. Общественное обсуждение проекта ИПР до подачи заявления ТСО в МТРиЭ в срок до 5 апреля
До 1 марта (одновременно с размещением) уведомляет о размещении проекта ИПР
ТСО
До 1 марта размещает
проект ИПР (также на
своем оф. сайте)
2. Рассмотрение проекта ИПР по
заявлению ТСО в срок до 5 апреля
после 5 апреля размещает
уведомление о принятии к
рассмотрению проекта ИПР
До 20 марта
направляет предложения к проекту ИПР
ЕПГУ
МОСП
в течение 20 календарных дней со дня
получения уведомления от МТРиЭ
размещает заключение по результатам
рассмотрения проекта ИПР
МТРиЭ
после 5 апреля направляет уведомление о принятии к рассмотрению проекта ИПР
Слайд 32
* МОСП – Межотраслевой совет потребителей при Губернаторе Челябинской области по вопросам субъектов естественных монополий

33. План-график прохождения этапов утверждения ИПР

№
Исполнитель
Действия
Сроки
Предложения по коррективу утвержденной ИПР
1
Лица, прошедшие
авторизацию в
ФГИС "ЕСИА"
2
ТСО
3
ТСО
Направляют предложения по корректировке утвержденной ИПР
Рассматривает предложения по корректировке утвержденной ИПР
Опубликовывает сводку размещенных на официальном сайте
системы предложений с указанием по каждому предложению своей
позиции, содержащей информацию об учете такого предложения в
проекте изменений в инвестиционную программу или о
мотивированном отказе от его учета
ТСО, на официальном сайте ФГИС
"Единый портал государственных и
муниципальных услуг (функций)" в
информационно-телекоммуникационной
сети "Интернет" (далее - официальный
сайт системы)
до 15 января года, предшествующего
периоду, реализации мероприятий ИПР
на официальном сайте системы
до 15 января года, предшествующего
периоду, реализации мероприятий ИПР
на официальном сайте системы
не позднее дня размещения информации об
инвестиционной программе (п.4)
Общественное обсуждение проекта ИПР
ТСО
В соотв. с подпунктом "ж" пункта 11 стандартов раскрытия
информации (ПП от 21.01.2004 № 24) размещает информацию об
ИПР (о проекте ИПР и (или) проекте изменений, вносимых в ИПР)
5
ТСО
Направляет(размещает) уведомление о размещении на официальном
в Межотраслевые советы потребителей
сайте системы проекта ИПР, содержащее указание на дату и место
в день размещения информации о проекте
(на официальном сайте системы, на
размещения (полный электронный адрес)
ИПР
официальном сайте ТСО)
6
Л