🗊Презентация Аспекты экономики ресурсоснабжающих организаций

Экономические аспекты деятельности ресурсоснабжающих организаций Март 2016 г.

Срок сохранения экономии в тарифах ФЗ-261, ст. 25: …экономия может быть сохранена за организациями, осуществляющими регулируемые виды деятельности, на период не менее чем пять лет с начала периода регулирования, следующего за периодом, в котором указанная экономия была достигнута. ФЗ-190, ст. 10: Дополнительные средства, полученные ТСО в результате снижения затрат вследствие повышения эффективности деятельности этих организаций, остаются в их распоряжении в течение пяти лет. ФЗ-416: ? ПП-1075, основы ценообразования в тепле: 5 лет по формулам тарифной методики (п. 66) (!) 2 года после срока окупаемости по программе энергосбережения (п. 14, введен в основы ценообразования новым ПП 1530) ПП-406 (п. 64, 68): п. 64 (энергоресурсы) – 5 лет п. 68 (операционные расходы) – 5 лет (начиная со следующего года) Есть ли противоречие между ФЗ-261 и отраслевым законодательством?..

Сохранение экономии в тарифе: риски для ТСО при расчете экономии топлива (приказ 760-э) при расчете экономии по топливу (п. 48) сравниваются: плановый УРУТ (учтенный в тарифе, т.е. норматив) фактический расчетный УРУТ (рассчитан организацией с учетом прогнозных данных) корректировка НВВ по факту (п. 51, 52 и 56): НВВ(i) = НВВ(i)ск + Δ НВВ(i) + …, причем: НВВ(i)ск РТ(ск) норматив УРУТ Δ НВВ РТ (ф) фактический норматив УРУТ (?) что такое фактический норматив УРУТ?.. установит Минэнерго?.. а если нет, то как будет трактовать регулятор?.. если приравнять к нормативу УРУТ, то риск изъятия экономии

Сохранение экономии. Прочие проблемы На практике требуется согласование с регулятором всех целевых показателей и мероприятий по энергосбережению, иначе экономию могут вырезать. Нет ни порядка, ни требований к соглашению Возможен учет экономии энергоресурсов по объемам, но не по ценам. Значит, нет стимула договариваться о более низкой цене (а в ряде случаев это возможно!), нет стимула переходить на более эффективный вид топлива Невозможно сохранить экономию от более эффективного распределения загрузки источников Сохранение экономии только по приобретаемым ресурсам. А если мы их сами производим?.. Споры по коммерческому учету с контрагентами. Экономии без учета не бывает

Регуляторные риски «Долгосрочный тариф» может быть пересмотрен по 9 основаниям (в водоснабжении – 6). В ФЗ «О теплоснабжении» есть только защита от пересмотра долгосрочных параметров регулирования (возмещение из бюджета) Наличие мероприятий в схеме теплоснабжения не гарантирует их учет в инвестпрограмме и в тарифе. Это означает, что обязательство у ТСО есть, а инструмента реализации – нет. Основания, по которым регулятор может не согласовать инвестпрограмму, – п. 30 ПП 410 об инвестпрограммах, в т.ч. недоступность тарифов (кроме случая, когда это помешает выполнить обязательства по концессии) Сотни томов документов ежегодно по каждому тарифному делу Тысячи единиц информации для обязательного раскрытия ИТОГО: Запредельные регуляторные риски

Что сегодня понимается в тарифных методиках под долгосрочным тарифом? «Долгосрочный тариф» = НВВ / Полезный отпуск При этом НВВ определяется исходя из «долгосрочных параметров регулирования» (они не пересматриваются), но сам тариф ежегодно корректируется. В водоснабжении – 6 оснований для ежегодной корректировки долгосрочного тарифа, в теплоснабжении – их 9 (п. 52 основ ценообразования в тепле): (!) Можно манипулировать с тарифом даже без пересмотра долгосрочных параметров

Реформирование рынка тепловой энергии в России

Действующая модель долгосрочного тарифообразования принципиально не способна решить проблему диспропорций и привлечения инвестиций в модернизацию отрасли

Предпосылки к реформированию сферы теплоснабжения Тариф на тепло во многих городах России меньше, чем в других европейских странах: 2015 г. в Челябинске 1218 руб./Гкал, в Хельсинки ≈ 3000 руб./Гкал. Однако платеж россиянина сопоставим с европейским: 330 руб./м2 в год в РФ против 420 руб./м2 в Финляндии. Тарифные диспропорции: тариф на тепло может отличаться в 1,5 раза даже в пределах города. Износ более чем 60% сетей уже превысил нормативный и продолжает нарастать*. Аварийность за последние 5 лет выросла на 45%*. Потребность в инвестициях только на восстановление в масштабах страны – 9 трлн рублей. Потери при производстве, передаче и потреблении более 30% – в 5 раз больше, чем в Швеции.

Базовые принципы новой модели

Проблемы существующих тарифных методов решает новая модель рынка тепловой энергии

Спасибо за внимание! Elena.Chuyko@fortum.com

Либерализация цен на передачу при вводе референтных расценок (бенчмаркинг) Создают стимулы к повышению эффективности, позволяют экономить и на этом зарабатывать

Основные риски при законодательной реализации новой модели рынка тепла