Сочи, сентябрь 2011

Регулирование в условиях ограничения роста тарифов на 2012-2014 гг. и повышение эффективности инвестиционной и операционной деятельности ОАО «Холдинг МРСК»

Заместитель генерального директорапо экономике и финансам

А.В. Демидов

17.08.2011Протокол совещания у Первого Зам. Председателя Правительства РФШувалова И.И.

корректировка инвестпрограмм рост эффективности ИПР при

ограничении роста тарифов

15.09.2011Зам. Председателя Правительства РФСечин И.И. на совещании по исполнению ИПР энергокомпаниями

рост тарифов - не выше уровня инфляции

пересмотр тарифов с 01.07.2012

12.09.2011Председатель Правительства РФПутин В.В. на комиссии побюджетным проектировкам

* - Среднегодовое значение при перерегулировании с 01.07.2012

2012* 2013 2014Рост цен на э/э 106,5 111 111Рост сетевых тарифов

ФСК ЕЭС 107 113 110,5 ДЗО Холдинг МРСК 106 110 110

Прочие ТСО 102 103 103

Изменение подходов к тарифному регулированию на 2012-2014 гг

ограничения тарифов

«перезагрузка» RAB

2

Динамика тарифов

Механизмы реализации «Перезагрузка» RAB

с 01.07.2012 по 01.07.2017 «Оптимизация» RAB

с 01.07.2012 по 31.12.2018

Механизм исполнения тарифной динамики на

усмотрениерегиональных органов

регулирования

- увеличение до 7 лет периода регулирования

- установить дисконт к ставке доходности дифференцированно от года перехода на RAB

- отмена дохода на «сглаживание»

«Оптимизация» RAB

«Перезагрузка» или «Оптимизация» RAB

- Отмена всех действующих тарифов RAB МРСК и перерегулирование «индексным» методом с 01.01.2012

- Переход к RAB с 01.07.2012 с пересмотром долгосрочных параметров (снижение базы капитала)

«Перезагрузка» RAB

3

ПОСЛЕДСТВИЯ

1. Существенное снижение ИПР 2. Снижение инвестиционной

привлекательности3. Сокращение источников ИПР

(тариф + кредиты)4. Снижение надёжности МРСК как

заёмщика

1. Умеренное снижение ИПР2. Сохранение возможности

привлечения кредитов

1 – без учета ФСК, потерь, ТСО 2 – пересмотренная с учётом ПП РФ 1172

Влияние ограничения тарифов на основные финансово-экономические показатели

4

2011 2012 2013 2014 2012-2014I. Утверждённые тарифно-балансовые решения с учётом ПП РФ 1172Тср на передачу1 коп./кВтч 41,8 55,2 63,7 71,5

прирост 32,0% 15,4% 12,2%инвестиционная программа2 млрд. руб. 108,7 146,9 179,9 203,9 530,7общий объём заимствований млрд. руб. 167,1 201,6 238,8 261,2II. Ограничения по тарифно-балансовым решениямТср на передачу1 коп./кВтч 41,8 44,4 49,0 53,8

прирост 6,0% 10,0% 10,0%II.1. "Перезагрузка" RABИзменение инвестпрограммы млрд. руб. -36,0 -33,2 -36,4 -105,6Изменение заимствований млрд. руб. 10,5 5,8 16,0 32,3II.2. "Оптимизация" RABИзменение инвестпрограммы млрд. руб. -30,7 -30,7 -10,9 -72,3Изменение заимствований млрд. руб. 17,0 15,8 62,2 95,0Факторы не учтенные Прогнозом Соц-Экразвития РФ на 2012-2014 гг.льготное ТП млрд. руб. 10,4расторжение договоров ПМ 2011г млрд. руб. 10,5растожение договоров ПМ 2012г млрд. руб. 4,4

Влияние ограничения тарифов на объем инвестиционной программы 2012-2014 гг.

МРСК Северо-Запада

МРСК Юга Ленэнерго Янтарьэнерго Кубаньэнерго02468

1012141618

1.73.4

5.8

2.9

9.4

2.13.3

8.6

15.9

8.0

Соотношение Долг/EBITDA на 2011 годв кризисных регионах

начало года конец года

Финансовое состояние не позволяет выполнить

ИПР в полном объёме

МРСК Юга

МРСК Северо-Запада

Ленэнерго

Кубаньэнерго

Янтарьэнерго

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50

18

31

47

18

2

14

13

0

0

0

ИПР при "перезагрузке" RABучтено при тарифном регулировании

млрд.руб.

МРСК Юга

МРСК Северо-Запада

Ленэнерго

Кубаньэнерго

Янтарьэнерго

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50

18

31

47

18

2

15

13

11

5

0

ИПР при "оптимизации" RABучтено при тарифном регулировании

млрд.руб.

«Перезагрузка» RAB «Оптимизация» RAB

Ограничение роста тарифов приводит к необходимости

снижения ИПР(в некоторых ДЗО - до нуля)

Снижение ИПР 106

млрд.руб.(-25%)

Снижение ИПР 73

млрд.руб.(-17%)

5

300

350

400

450

500

550

600

650

436

504

633

595

млрд.руб.

6

Динамика выручки по тарифу на передачу

6%

27%

23%

10%32%

8%31%

26%

-16

35%

30%17%

34%

С учетом исполнения ПП РФ 1172

Операционная эффективность и Программа управления издержками (ПУИ)

Темп изменения затрат и индекса потребительских цен (ежегодно и нарастающим итогом)

ПУИ 2011 г. позволила частично компенсировать снижение НВВ при исполнении п. 9 Постановления Правительства РФ №1172 от 29.12.10

Рост подконтрольных расходов ДЗО ОАО «Холдинг МРСК» в 2009-2011гг. ниже индекса потребительских цен нарастающим итогом на 17,7%

*не включает расходы на компенсацию потерь э/э, ФСК, ТСО, необходимый рост расходов 2011 года –11 млрд. руб. (изменения законодательства по бухгалтерскому учету, ликвидация последствий ЧС, расширение просек ВЛ, рост расходов по инновационной программе)

Эффект от мероприятий по снижению издержек в 2009-2011 гг.

7

млрд. руб.в % от

подконтроль-ных расходов

2009 143,4 10,9 7,6

2010 146,9 11,9 8,12011

(ожид.) 160,8 7,1 4,4

Эффект от ПУИПодконтроль-

ные расходы**, млрд. руб.

Год

8

Филиалы МРСК с наибольшим дефицитом подконтрольного ОРЕХ за 2010-2011гг.(%)*

Наиболее значительные отклонения от подконтрольного тарифного ОРЕХ за 2010-2011гг.

Ростовэнерго

Свердловэнерго

Курскэнерго

Мордовэнерго

Пермэнерго

Алтайэнерго

Архэнерго

Калмэнерго

0% 50% 100% 150% 200%

21.6%

35.5%

5.1%

43.6%

44.9%

69.9%

57.4%

96.7%

31.5%

33.3%

33.4%

33.5%

39.3%

55.5%

59.5%

103.4%

2010 год 2011 год

потребители «последней мили» 2011 года

103,2 млрд. кВтч

выручка 75,9 млрд. рублей

общее электро потребление 17%

сетевая НВВ 13%

Проблемные вопросы (1/2)договора «последней мили»

выпадающие 48,9 млрд. рублей собственная НВВ 19%

проблема «последней мили» затрагивает 59 ДЗО Холдинга МРСК

заключенные потребителями в 2011 году договора на передачу э/э с ФСК ЕЭС приводят к выпадающим доходам в размере 10,4 млрд. рублей

дополнительный рост 3,3 коп/КВтч.

собственный тариф 8%

В 2012 году прогноз выпадающих доходов составляет 4,36 млрд. руб., в т.ч.:- отказано в согласовании передачи в аренду по части объектов ЕНЭС, 3,76 млрд. руб.;- не урегулирована передача на 2012 год аренда ТСО объектов незавершенного строительства ОАО «ФСК ЕЭС», 0,56 млрд. руб. (ОАО «НЛМК»)

потребители «последней мили» 2012 года

Удалось урегулировать на этапе согласования Приказа Минэнерго России на 2012 год порядка 7,6 млрд. руб. (расторжение прямого договора ОАО "ФСК ЕЭС" - потребитель).

9

Проблемные вопросы (2/2)льготирование технологического присоединения

НПА льготирования ТП

Выпадающие от льготирования ТП

10

2010 2011 20120

2

4

6

8

10

12

4.5

8.2

10.4

4.5

6.3

0

факт учтено в тарифегод

млрд.руб

ПП РФ от 14.02.2009г. № 119 :- расширен перечень льготников (550 р.)- добавлены юр.лица до 15 кВтисточник компенсации – тариф на передачу э/эПП РФ от 21.04.2009 г. № 334:-в течение 6 мес. сетевая организация обязана осуществить ТП до 100 кВт;-сетевая организация обязана выполнять работы до границы участка заявителя

Предусмотреть компенсацию выпадающих доходов из федерального/регионального бюджета

Предложение

Отсутствие тарифных источников финансирования льготного ТП

Прогноз на 2012 год

Размер тарифов в зарубежных странах

11

Размер тарифов в зарубежных странах 2006-2010 гг.

2006 2007 2008 2009 2010

-30

20

70

120

170

220

270

320

284

244

221227 223

139

74

143

118128

176189

120126 126

147134 132

92

208

5765

50

6976

23 27 27 29 34

17 1925 21 23

95 9080

74

3544

5567

86

Германия Великобритания Италия Испания Болгария Македония Казахстан Украина ХМРСК

коп/кВт.ч

1 евро = по курсу ЦБ РФ на момент утверждения тарифов

Изменение НПА по повышению инвестиционной и операционной эффективности

1. Изменение ПП № 977:

показатели оценки эффективности ИПР

требования к типовым технологическим решениям

процедуры синхронизации инвестиционных программ

Октябрь 2011

1. Утв-е плана снижения издержек (бизнес-планирование)

2.Уст-е КПЭ менеджмента с учётом мероприятий по оптимизации

Ноябрь 2011

1. Изменение в ПП №109 :

правила учёта ИК

бенчмаркинг при определении базового уровня ОРЕХ, показателей надёжности и качества, в т.ч. потерь

Декабрь 2011

1. Изменение приказа ФСТ№ 231-э: нормативный метод учёта ИК с 01.01.2013 капитальные затраты в базу ИК по факту ввода дисконт к стоимости ИК по недозагруженным объектам базовый ОРЕХ по методики BANCH с 2014 года

Февраль 2012

1. Утв-е приказа Минэнерго по разработке типовых технологических решений

Апрель 2012

1. Приказ ФСТ России - установление предельных уровней капитальных затрат, в том числе на основе типовых техрешений

Июль 2012

1. Методика сравнительного анализа (бенчмаркинга) при определении базового уровня ОРЕХ, показателей надежности и качества, в том числе потерь

Ноябрь 2012

2011 год

2012 год

Выводы

В условиях ограничения роста тарифов

наиболее целесообразно провести

«оптимизацию» RAB-регулирования вместо

«перезагрузки».

обеспечение типизации технологических

решений в инвестиционных программах

обеспечить увязку инвестиционных программ

с показателями надежности и качества услуг

и снижения потерь э/э

Модель с «перезагрузкой»

RAB

Последствия «перезагрузки» RAB на примере ОАО «Ленэнерго»

15

Положительные факторы:Снижение уровня прироста котлового тарифа

Показатель 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 ВсегоМодель без «перезагрузки» RABПрирост котлового тарифа СПб 17% 6,5% 11% 11% 20% 20% 20% 2,6 раза

ЛО 15% 6% 11% 11% 24% 24% 24% 2,9 разаИнвестиционная программа в тарифе на передачу 9 472 7 925 8 096 8 601 13 491 16 016 19 000 82 602Снижение программы относительно утвержденной -5 017 -7 419 -9 587 250 -21 772Объем займов на конец года 24 381 29 260 32 686 36 775 40 821 39 007 30 008 30 008Модель с «перезагрузкой» RAB при условии снижения базы инвестированного на 30%Прирост котлового тарифа СПб 17% 6,5% 11% 11% 11% 11% 11% 2,1 раза

ЛО 15% 6% 11% 11% 13% 13% 13% 2,2 разаИнвестиционная программа в тарифе на передачу 9 472 7 445 7 977 8 839 10 200 12 375 15 039 71 348Снижение программы относительно утвержденной -5 496 -7 538 -9 348 -3 041 -25 423Объем займов на конец года 22 994 27 280 30 411 34 499 38 330 40 211 40 816 40 816

млн. руб.

Отрицательные факторы:снижение инвестпрограммы до уровня, не позволяющего обеспечить надёжность электроснабжения и развитие электросетевой инфраструктуры в регионерост долговой нагрузкиухудшение финансового состояния Общества

Альфа-Банк18.2

Банк Москвы3.2

ВТБ5.3

Газпромбанк19.8

Нордеа3.4

Росбанк6.4

Сбербанк53.2

Связь-банк7.9

Облигационные займы17.1

Barclays bank PLC2.0

прочие3.5

01.07.2009 01.01.2010 01.07.2010 01.01.2011 01.07.2011 (июль-август) 01.09.2011

0%

4%

8%

12%

16%

20%

13.50%11.56%

8.85% 8.18% 8.23% 7.76%

18.30%

11.90%

7.97% 7.63% 7.61% 7.48%

Средневзвешенные ставкиСредневзвешенные ставки по вновь привлеченным кредитам за отчетный период

Политика заимствований

млрд.руб. Привлечение средств по ставкам ниже среднего уровня

процентных ставок на текущем рынке Увеличение доли кредитов сроком 5-8 лет в кредитном портфеле Диверсификация кредитного портфеля ДЗО по банкам-

кредиторам, в т.ч. развитие отношений с Внешэкономбанком, ВТБ Получение кредитов без предоставления обеспечения Развитие публичных заимствований через различные финансовые

инструменты

16

Динамика средневзвешенных процентных ставокпортфеля заимствований

Основные принципы

Динамика величины средневзвешенногосрока погашения долга

Структура долга по банкам на 01.09.2011

01.07.200901.01.2010 01.07.2010 01.01.2011 01.07.2011 01.09.20110

10

20

30

40

18 18

31 33 33 33

мес.

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

прогноз 2008 112 119 114 116

прогноз 2009 122 113 117 109

прогноз 2010 117 115 113 112

прогноз 2011 118 113 106 110 110

Рост Тарифов "Котёл" 125 121 128 115 127 118 116

Рост Тарифов "Собственный" 124 127 119 107 132 115 112

Исполнение Социально-экономического прогноза