Transcript Заместителя Председателя Правления НП «Совет рынка

Член Правления – Заместитель
Председателя Правления
П.Н. Сниккарс
О функционировании рынков
электрической энергии и мощности
ВС Е РОС С И Й С К ОЕ СОВ Е ЩАН И Е
Ф Е Д Е РА Л Ь Н О Й С Л У Ж Б Ы П О ТА Р И Ф А М
« ТА Р И Ф Н О Е Р Е Г У Л И Р О В А Н И Е В 2 0 1 3 Г О Д У И З А Д АЧ И
О Р ГА Н О В Г О С У Д А Р С Т В Е Н Н О Г О Р Е Г У Л И Р О В А Н И Я Н А
2014 ГОД»
Оптовый рынок электрической энергии и
мощности
2
Объемы и цены:
первая ценовая зона (Европа и Урал)
Объемы планового
электропотребления
●
Объем в 2012 году (746,4 млн. МВт·ч)
на 1,1% выше, чем в 2011 году
●
Объем в январе-сентябре 2013 года
(542,1 млн. МВт·ч) на 0,2% ниже
аналогичного периода 2012 года
Средняя одноставочная цена
оптового рынка (без учета ГТП ОАО
«ФСК ЕЭС» и экспорта/импорта)
●
Цена в 2012 году
(1 257,1 руб./МВт·ч) на 0,6% выше,
чем в 2011 году
●
Цена в январе-августе 2013 года
(1 395,2 руб./МВт·ч) на 14,4% выше
аналогичного периода 2012 года
3
Средняя цена РСВ и мощности:
первая ценовая зона (Европа и Урал)
Средние цены РСВ
●
Цена в 2012 году (960,7 руб./МВт·ч)
на 1,5% выше, чем в 2011 году
●
Цена в январе-августе 2013 года
(1035,9 руб./МВт·ч) на 11,3% выше
аналогичного периода 2012 года
Средняя цена мощности
●
Цена в 2012 году
(158,0 тыс.руб./МВт) на 1,8% ниже,
чем в 2011 году
●
Цена в январе-августе 2013 года
(182,0 тыс.руб./МВт) на 19,8%
выше аналогичного периода 2012
года
4
Причины изменения цен в первой
ценовой зоне (Европа и Урал)
Основные причины роста цен на электрическую энергию в июле 2013 года
по отношению к июню 2013 года на 15,3%:
 Рост тарифов на газ с 1 июля 2013 года на 15%
 Уменьшение объема плановой выработки ГЭС в среднем более чем на 2 400 МВт·ч
(26%) вследствие окончания весеннего паводка
 Снижение объема предложения АЭС в среднем на 800 МВт∙ч (4,6%) в основном за
счет планового ремонта блока Курской АЭС
 Плановый объем потребления электроэнергии почти не изменился - рост в среднем на
500 МВт·ч (0,7%), при этом объем предложения ТЭС вырос в среднем на 3 700 МВт·ч
(7%)
Основные причины роста средневзвешенной цены на мощность в июле
2013 года по отношению к июню 2013 года:
 Увеличение поставки мощности по договорам с «вынужденными генераторами»:
Белгородская область - Губкинская ТЭЦ (ОАО «Квадра», 29 МВт), Курская область - Курская ТЭЦ4 (ОАО «Квадра», 4,8 МВт), Липецкой область - Данковская ТЭЦ (10 МВт), Ленинградской
область - Юго-Западная ТЭЦ (185 МВт), Воронежская область - Воронежская ТЭЦ-1 (48 МВт)
 Увеличение поставки мощности по ДПМ за счет дополнительных вводов
объектов: Астраханская область – ввод по ДПМ Центральной астраханской котельной (ООО
«ЛУКОЙЛ-Астраханьэнерго») мощностью 120 МВт
5
Объемы и цены:
вторая ценовая зона (Сибирь)
Объемы планового
электропотребления
●
Объем в 2012 году (204,3 млн. МВт·ч)
на 5,5% выше, чем в 2011 году
●
Объем в январе-сентябре 2013 года
(146,8 млн. МВт·ч) на 1,0% ниже
аналогичного периода 2012 года
Средняя одноставочная цена
оптового рынка (без учета ГТП ОАО
«ФСК ЕЭС» и экспорта/импорта)
●
Цена в 2012 году (907,5 руб./МВт·ч)
на 16,4% выше, чем в 2011 году
●
Цена в январе-августе 2013 года
(970,6 руб./МВт·ч) на 12,0% выше
аналогичного периода 2012 года
6
Средняя цена РСВ и мощности:
вторая ценовая зона (Сибирь)
Средневзвешенная цена РСВ
●
Цена в 2012 году (691 руб./МВт·ч)
на 25,2% выше, чем в 2011 году
●
Средняя цена в январе-августе
2013 года (729,6 руб./МВт·ч) на
10,1% выше аналогичного
периода 2012 года
Средняя цена мощности
●
Цена в 2012 году
(116,8 тыс.руб./МВт) на 5% выше,
чем в 2011 году
●
Цена в январе-августе 2013 года
(124,9 тыс.руб./МВт) на 14,5% выше
аналогичного периода 2012 года
7
Причины изменения цен во второй
ценовой зоне (Сибирь)
Основные причины роста цен на электрическую энергию в июле 2013 года
по отношению к июню 2013 года на 1,7%:
 Рост объема плановой выработки ГЭС на 1400 МВт∙ч (13%) в среднем за час
преимущественно за счет Красноярской и Братской ГЭС
 Объем планового потребления на РСВ снизился в среднем на 560 МВт∙ч (2,9%),
вследствие чего объем предложения ТЭС уменьшился в среднем на 2400 МВт∙ч
(26%)
 В период с 1 по 20 июля наблюдался рост цен РСВ вследствие невозможности учета
на РСВ выработки гидрогенераторов №4-6 Богучанской ГЭС и снижения
максимально допустимого перетока по контролируемому сечению «КамалаКрасноярская»
Основные причины роста средневзвешенной цены на мощность в июле
2013 года по отношению к июню 2013 года:
 Увеличение поставки мощности по договорам с «вынужденными генераторами»:
Томская область - ТЭЦ СХК (549 МВт), Томская ГРЭС-2 (195 МВт), Томская ТЭЦ-3 (140 МВт)
 Увеличение
цен
(тарифов)
станций ОАО «ТГК-14» поставляющих мощность в
вынужденном режиме (Забайкальский край)
 Увеличение поставки мощности по ДПМ за счет дополнительных вводов
объектов: Омская область - ввод по ДПМ Омской ТЭЦ-3 (ОАО «ТГК-11») мощностью 85,16 МВт
8
Причины изменения цен в июле 2013
года в ряде субъектов РФ
Ценовая зона Европа и Урал:
 Регионы ОЭС Юга ▲ 17-23% – дополнительное влияние оказало снижение объема
выработки Волжской ГЭС в среднем на 780 МВт·ч вследствие окончания весеннего
паводка на фоне роста объема планового потребления в среднем на 450 МВт·ч
 Регионы ОЭС Центра ▲ 19-23% (Курская, Воронежская, Белгородская, Брянская,
Липецкая и Орловская области) – дополнительное влияние оказало снижение объема
предложения Курской и Нововоронежской АЭС суммарно в среднем на 1 100 МВт·ч на
фоне 2% роста объема потребления
 Псковская область ▲ 23,5% – дополнительный влияние оказал вынужденный простой
части генерирующего оборудования Псковской ГРЭС на фоне неизменного объема
потребления
Ценовая зона Сибирь:
 Кемеровская область ▲ 14% – дополнительное влияние оказало наличие
ограничений на передачу электроэнергии от Саяно-Шушенской ГЭС потребителям
Новокузнецка по контролируемому сечению 10 253
 Томская область ▲ 9% – дополнительное влияние оказал рост цен в узлах региона,
отнесенных к ценовой зоне Европы и Урала
 Республика Алтай ▲ 8,6% – дополнительное влияние оказало отключение линии 110
кВ, а также ограничения на передачу мощности в регион по контролируемому сечению
10 202 «ББУ-2»
9
Задолженность на рынках электроэнергии
(оперативно на 01.10.2013)
Потребители
розничных рынков
(по данным ГП)
139,6 млрд. руб.
(в т.ч. с учетом текущей задолженности)
Энергосбытовые компании
Гарантирующие
поставщики (ГП)
64,1 млрд. руб.
70,9 млрд. руб.
Оптовый рынок
(с учетом цессии)
(в т.ч. с учетом просроченной
задолженности)
36,7 млрд. руб.
Сетевые компании
__________
Информация о задолженности рассчитана 15.10.2013
10
Розничные рынки
электрической энергии
11
Определения величины покупки
мощности потребителями
Пример определения расчетной величины покупки мощности потребителями 1-ой
ценовой категории для расчета коэффициента оплаты мощности
общая величина потребления
мощности ГП в единый час
макисмума в субъекте РФ
2 100
714
общий объем потребления
э/э ГП
расчетная величина
потребления
мощности 1 цк
объем потреблениея э/э
потребителями 1 цк (~34%)
840
величина
потребления
мощности 2-6 цк
объем потребления э/э
потребителями 2-6 цк (~40%)
величина потребления
мощности населением*
объем потребления э/э населением* (~26%)
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
546
20
21
22
23
*- в соответствии со сводным прогнозным балансом ФСТ РФ
12
Структура покупки по категориям
потребителей на розничных рынках
70
120%
Динамика изменения объемов покупки э/э потребителями розничных рынков
61,1
60
1-2 ц.к.
3-4 ц.к.
5-6 ц.к.
население
23%
41,7
23%
40,6
41,5
41,7
50,5
22%
14%
15%
23%
12%
11%
12%
12%
23%
24%
9%
11%
11%
11%
11%
11%
9%
6%
11%
11%
10%
23%
7%
90%
40,5
25%
11%
26%
8%
8%
59%
7%
39,2
80%
26%
70%
7%
12%
60%
60%
37,3
25%
63%
54%
38,4
12%
57%
54%
10%
7%
11%
20
51%
6%
9%
45,4
24%
8%
23%
14%
53%
100%
22%
22%
22%
30
54,0
22%
48,7
46,9
42,8
40
млрд.кВтч; (%)
56,3
52,4
50
110%
61%
60%
34%
58%
33%
55%
54%
50%
54%
50%
10
40%
34%
34%
0
30%
апр.12
май.12
июн.12
июл.12
авг.12
сен.12
окт.12
ноя.12
дек.12
янв.13
фев.13
мар.13
апр.13
май.13
июн.13
июл.13
авг.13
На протяжении 2012 года заметно наблюдается снижение доли покупки э/э потребителями 3-6 цк и увеличение
доли покупки э/э одноставочными потребителями (1 цк):

прирост доли покупки э/э одноставочных потребителей на конец года +7% (1цк)

прирост доли покупки э/э двухставочными потребителями на конец года -7% (в т.ч. 5-6цк -6%)
Главной причиной снижения доли покупки э/э потребителями 1-й ценовой категории с июля 2013 года
(снижение на 20 %) является требование ПП РФ № 442 по переходу с 1 июля 2013 года потребителей
мощностью >670 кВт на расчеты по 3-6цк.
13
Предельные уровни
нерегулируемых цен
Средневзвешенные предельные уровни нерегулируемых цен на э/э (мощность) и доли
объемов покупки э/э потребителей по ценовым категориям за 2012 и 2013 гг.
Предельные уровни нерегулируемых цен на э/э (мощность)*, руб/МВтч
руб/МВтч; (%)
апрель-декабрь 2012 г.
январь-июнь 2013 г.
1 ц.к.
2 ц.к.
2%
2%
3 ц.к.
1%
2%
4 ц.к.
3%
4%
15%
2 387
2 143
2 112
2 379
5 ц.к.
3%
10% 10%
2 073
2 288
2 711
2 394
2 243
3 245
2 161
2 239
4 295
3 495
3 343
3 308
2 654
2 643
июль 2013 г.
6 ц.к.
4%
6%
6%
12%
31%
43%
Доли объемов покупки э/э у гарантирующих поставщиков, %
70% 75%
* - указаны средневзвешенные фактические цены по ценовым категориям с учетом потребителей, заключивших
Договор купли-продажи с ГП (без учета услуг по передаче)
14
Количество часов
использования мощности
Расчетное среднегодовое число часов использования мощности потребителями на розничном
рынке
Vi ,э/э
за 2012 и 2013 год
m
1 ЦК
2 ЦК
3 ЦК
апрель-декабрь 2012 г.
4 ЦК
5 ЦК
январь-июнь 2013 г.
6 ЦК
э/э
i ,m
5 050

N
4 723
4 990
11 280
9 554
9 115
8 982
9 560
9 205
8 238
8 147
8 597
5 561
9 057
9 044
5 019
4 860
4 654
15 276
9 157
9 001
ЧЧИ  12 
население
июль 2013 г.
Расчетные среднегодовые значения числа часов использования мощности потребителей определяются как
отношение суммарного объема потребления электрической энергии к суммарному объему потребления
мощности за указанные периоды, умноженное на 12.
Высокий рост ЧИИ 1 цк и заметное снижение ЧЧИ 3 цк в июле 2013 года обусловлено переходом
потребителей >670 кВт на расчеты по 3-6цк и применение к потребителям не имеющим почасовые приборы
учета расчетных способов определения объемов покупки мощности у ГП.
15
Сравнение предельных уровней
нерегулируемых цен по 1 ЦК на примере
ряда субъектов РФ
Рост средневзвешенных предельных уровней нерегулируемых цен на э/э (мощность)
по 1 ценовой категории в июле 2013 года относительно предыдущего месяца
15%
6 000
руб/МВтч; (%)
7%
5 000
20%
июнь 2013 г.
8%
июль 2013 г.
7%
1%
3%
0%
-4%
4 000
4%
6%
10%
-1%
0%
2 857
2 686
3 561
3 319
3 367
3 240
4 007
3 897
2 704
2 731
3 212
3 331
3 305
3 300
3 925
3 400
4 057
- 30%
3 740
1 000
3 629
- 20%
3 392
2 000
2 821
- 10%
2 781
3 000
0
- 40%
Алтайский
край
Волгоградская Костромская Краснодарский Московская
область
область
край
область
г. Москва
Мурманская
область
Орловская
область
Рязанская
область
Саратовская
область
Тюменская
область
В июле 2013 года по сравнению с июнем 2013 года по субъектам РФ наблюдается не высокий рост
средневзвешенного предельного уровня нерегулируемой цены по 1 ЦК, обусловленный фактором - снижения
коэффициента оплаты мощности по 1 ЦК, что связано с переходом потребителей >670 кВт на расчеты по 3-6 ЦК
с 01 июля 2013 г. Однако в ряде субъектов РФ, например в Краснодарском крае, наблюдается высокий рост
средневзвешенного предельного уровня нерегулируемой цены по 1 ЦК, обусловленный ростом СВНЦ на э/э
(мощность), тарифа на передачу, который не был уменьшен снижением коэффициента оплаты мощности 1 ЦК.
16
Факторы изменения предельных
уровней нерегулируемых цен
Факторы изменения предельного уровня нерегулируемой цены на э/э (мощность) для
потребителей 1-й ценовой категории
29, 0%
6,4%
6,5%
7,0%
доля (вклад) в итоговый рост цены, %
6,0%
в июле 2012 года
24, 0%
26%
5,0%
19, 0%
Основным вкладом в итоговый рост конечной
цены в июле 2012 года по отношению к июню
2012 года (+14%) является:
 фактор составляющей цены оптового
рынка +6,4%
 фактор рост составляющей платы за
услуги по передаче +6,5%
4,0%
14, 0%
3,0%
15%
2,0%
9, 0%
0,7%
4, 0%
1,0%
0,0%
14%
12%
0,0%
- 1, 0%
- 6, 0%
Рост
нерегулируемой
цены ОРЭМ
Рост платы за
передачу
Рост сбытовой
надбавки
Рост платы за
иные услуги
-7%
Итоговый рост
цены в июле 2012
г. к июню 2012 г.
-2,0%
10,0%
8,4%
- 11, 0%
-1,0%
-3,0%
18, 0%
доля (вклад) в итоговый рост цены, % 8,0%
в июле 2013 года
6,0%
13, 0%
Основным вкладом в итоговый рост
конечной цены в июле 2013 года по
отношению к июню 2013 года (+10%)
является:
 фактор составляющей цены оптового
рынка +1,2%
 фактор рост составляющей платы за
услуги по передаче +8,4%
4,0%
8, 0%
9%
1,2%
3, 0%
- 2, 0%
2,0%
0,0%
3%
17%
Рост
нерегулируемой
цены ОРЭМ
Рост платы за
передачу
0,0%
10%
0,4%
-2,0%
Рост сбытовой
надбавки
Рост платы за иные Итоговый рост
услуги
цены в июле 2013 г.
к июню 2013 г.
- 7, 0%
-4,0%
-6,0%
-8,0%
-12%
- 12, 0%
-10,0%
17
Факторный анализ изменения
нерегулируемой цены ОРЭМ
Факторы изменения средневзвешенной нерегулируемой цены оптового рынка на э/э
(мощность) для потребителей 1-ой ценовой категории
доля (вклад) в итоговый рост цены, %
в июле 2012 года
20, 0%
20%
15,1%
15, 0%
15%
10, 0%
10%
5, 0%
20%
0,4%
15%
5%
0, 0%
-0,9%
2%
0%
Рост СВНЦ на э/э
Рост СВНЦ на мощность
-4%
Рост коэф-а оплаты
мощности
- 5, 0%
Итоговый рост СВНЦ 1цк в
июле 2012 г. к июню 2012 г.
- 5%
в июле 2013 года
- 10, 0%
доля (вклад) в итоговый рост цены, %
20%
12,2%
10%
17%
Рост СВНЦ на э/э
5%
Рост СВНЦ на мощность
20, 0%
10, 0%
1,1%
3%
0%
- 10%
Основным вкладом в итоговый рост цены
ОРЭМ для 1цк в июле 2012 года по
отношению к июню 2012 года (+15%)
является:
 фактор составляющей цены на э/э
+15,1%, обусловленный в свою очередь
ростом цен на газ.
Рост коэф-а оплаты
мощности
-10,7%
0, 0%
Итоговый рост СВНЦ 1цк в
июле 2013 г. к июню 2013 г.
- 10, 0%
-40%
- 20%
- 20, 0%
- 30%
- 30, 0%
- 40%
- 40, 0%
- 50%
- 50, 0%
Основным вкладом в итоговый рост
конечной цены ОРЭМ для 1цк в июле 2013
года по отношению к июню 2013 года (+3%)
является:
 фактор составляющей цены на э/э
+12,2%, обусловленный ростом цен на
газ.
Изменение коэффициента оплаты мощности
на -40% послужило фактором снижения
(-0,7%) итоговой цены
18
Выводы
1.
Основными причинами роста цен на оптовом рынке во втором полугодии 2013 года
является:




2.
Основными причинами роста предельных уровней нерегулируемых цен на розничных
рынках во втором полугодии 2013 года, является изменение следующих составляющих:


2.
индексация тарифов на газ, что в свою очередь привело к росту цен РСВ, что особенно
существенно сказалось для первой ценовой зоны (большее количество станций работающих
на газе);
изменение цен (тарифов) на мощность для «вынужденных генераторов» за счет включения
выпадающих доходов 2012 года, особенно видимый эффект для второй ценовой зоны
увеличение перечня «вынужденных генераторов» и как следствие рост цен на мощность для
ряда субъектов РФ;
не запланированные изменения схемно-режимной ситуации (системные ограничения) в
совокупности с изменениями плановых объемов спроса и предложения.
рост цен на электрическую энергию и мощность на оптовом рынке;
рост тарифов на услуги по передаче и сбытовых надбавок ГП, индексация которых была
предусмотрена на период регулирования в условиях социально-экономического развития.
Основной причиной роста стоимости покупки электрической энергии на розничных рынках
потребителями 3-6 ценовой категории в июле-августе 2013 года явилось применение
расчетных способов для указанных потребителей ввиду того, что большинство
потребителей > 670 кВт в субъектах РФ не были готовы к вступившим с 01.07.13г. правилам
перехода на двухставочные расчеты. В ряде субъектов РФ информирование потребителей
проводилось планомерно с начала 2013 года (пример: республика Алтай, Алтайский край).
19
О прогнозах свободных (нерегулируемых)
цен на электрическую энергию и мощность
на 2014 год
20
Прогноз свободных (нерегулируемых)
цен на электроэнергию
НП «Совет рынка» публикует прогноз:
●
О свободных (нерегулируемых) ценах на электрическую энергию (мощность) на
следующий период регулирования по субъектам Российской Федерации
(опубликован прогноз на 2014 год)
В соответствии с положениями постановления Правительства РФ от 21.01.2004 № 24
«О стандартах раскрытия информации субъектами
оптового и розничных рынков электроэнергии»
Основания:
● Методики
построения прогноза свободных (нерегулируемых) цен на
электрическую энергию (мощность) по субъектам РФ на 2014 год (по
полугодиям) и на следующий месяц , утв. НС НП «Совет рынка» 23.09.2013г.
● Исходные данные для построения прогноза свободных (нерегулируемых)
цен на электрическую энергию (мощность) по субъектам РФ на 2014 год (по
полугодиям), утв. НС НП «Совет рынка» 23.09.2013г.
● Показатели прогноза социально-экономического развития на 2014 год,
разработанные на основе одобренных Правительством РФ сценарных
условий социально-экономического развития РФ.
21
Прогноз свободных (нерегулируемых)
цен на электрическую энергию
Генерация, руб/МВтч
Ценовая
зона
Прогноз
на 2013
Прогноз на 2014
Базовый
Низкий
Высокий
Потребление, руб/МВтч
Прирост
к 2013
Прогноз
на 2013
Прогноз на 2014
Базовый
Низкий
Высокий
Прирост
к 2013
Первая
1 091
1 157
0%
2%
6
1 110
1 178
0%
2%
6%
Вторая
723
692
-7%
6%
-4%
744
712
-7%
6%
-4%
Основные факторы, учитываемые при составлении прогноза свободных (нерегулируемых) цен
на электрическую энергию на 2014 год
Показатель
Базовый
Низкий
Тарифы на лимитный газ
Высокий
7,5%
(прирост в среднем 2014г. к 2013г.)
Производство ГЭС Второй ЦЗ
10,2 ГВтч
10,1 ГВтч
9,2 ГВтч
(кроме Богучанской ГЭС)
(2007-2011)
(данные ГЭС)
(2012г)
Средняя цена на уголь, потребляемый станциями Второй
ЦЗ и Омской области (прогнозное значение прироста)
-0,2%
Производство АЭС Первой ЦЗ
19,2 ГВтч
Производство Богучанской ГЭС
17,4 ГВтч
1,3 ГВтч
(данные Богучанской ГЭС и РУСАЛ)
Уровень горячего резерва на загрузку
1,07
1,05
1,04
(среднегодовой уровень значений параметра kPmax для Второй ЦЗ)
(2009 - н.в.)
(пред. 12 мес.)
(данные СО)
22
Прогноз свободных
(нерегулируемых) цен мощности
за 1 МВт пикового потребления
Прогноз на 2014, руб/МВт
Ценовая
зона
Прогноз на 2013,
руб/МВт
Базовый
Низкий
Высокий
Первая
319 176
340 978
0%
3%
7%
Вторая
257 022
277 404
-4%
3%
8%
Прирост к 2013
Основные факторы, учитываемые при составлении прогноза свободных (нерегулируемых) цен
на мощность на 2014 год
Показатель
Прогноз прироста ИПЦ
(Декабрь к декабрю на 2013 г.)
Индексация цен КОМ
(Индексируется с 01.01.2014)
Размер денежных средств,
необходимых для обеспечения
безопасной эксплуатации АЭС
Объемы мощности
«вынужденных» генерирующих
объектов
Объемы мощности КОМ (ДПМ,
ДПМ АЭС/ГЭС)
Базовый
Низкий
Высокий
6,0%
6,0%
18 062,3 млн.руб.
Перечень вынужденных генераторов, которые
участвовали в КОМ, как генерирующие объекты
МВР. Вся остальная неотобранная мощность – без
оплаты
Прогноз соблюдения сроков ввода на основе
2011-2013 гг.
Объекты МВР (баз.сц.), а также вся остальная
неотобранная мощность. При отсутствии
запрета на вывод – учет объемов МВР с
начала года, при наличии – с даты окончания
запрета (РПРФ)
Ввод объектов в срок, определенный в Прил.
1 к ДПМ с учетом поданных заявлений о
переносе сроков ввода
23
О работе представителей
НП «Совет рынка» в Правлении
органов исполнительной власти субъектов
РФ в области государственного
регулирования тарифов
24
Зоны присутствия
НП «Совет рынка»
Выбраны представители НП «Совет рынка» в 57 субъектах из 82-х (70%).
Федеральный округ
Количество
субъектов РФ
Выбраны
представители
Субъекты РФ, в которых нет представителей
Центральный
18
12
Белгородская, Брянская , Курская, Орловская, Рязанская, Тамбовская обл .
Северо-Западный
11
7
Новгородская, Псковская обл., Ненецкий АО, Республика Коми
Приволжский
14
13
Республика Мари Эл
Южный
5
4
Волгоградская обл.
Сев.-Кавказский
7
3
Кабардино-Балкарская , Карачаево-Черкесская Респ., Ингушетия,
Ставропольский край
Сибирский
12
10
Республика Тыва, Кемеровская обл.
Уральский
6
4
Тюменская обл., Ханты-Мансийский АО
Дальневосточный
9
4
Амурская, Магаданская, Сахалинская обл., Еврейский АО, Чукотский АО
Всего:
82
57
25
Сферы ответственности РЭК в
электроэнергетике и объемы
принимаемых решений
2012*
I.
Конечная цена
формируется ГП как
сумма составляющих
2013**
Средний предельный уровень
Конечные тарифы
1
30
Тарифы для розничной генерации
-
3
Предельные тарифы на услуги по передаче э/энергии по субъектам РФ
Тарифы на услуги по передаче электроэнергии ТСО,
в т.ч.: - долгосрочные параметры регулирования ТСО;
- единые (котловые) тарифы;
- тарифы для расчета между сетевыми компаниями.
Сбытовые надбавки гарантирующих поставщиков
II.
41
38
184
11
59
Предельные тарифы на электроэнергию для населения по субъектам РФ
Конечные тарифы на э/энергию для населения
III.
33
12
36
Плата за технологическое присоединение
Утверждает РЭК
1
13
1074
1063
Утверждает ФСТ
*За период с 01.06.2012 по 20.09.2012
**За период с 01.01.2013 по 20.09.2013
26
Технологическое присоединение
по индивидуальным проектам
Количество вопросов, рассмотренных с участием представителей:
Мощность энергопринимающих устройств, кВт
Федеральный округ
0-150 кВт
150-670
670-8900 кВт
>8900 кВт
Общий итог
1 058
891
634
285
2 868
01.06.2012 – 31.12.2012
724
596
378
107
1 805
01.01.2013 – 20.09.2013
334
295
256
178
1 063
Всего, в т.ч.:
27
Технологическое присоединение
по индивидуальным проектам
Средняя стоимость присоединения 1 кВт мощности
(руб./кВт, дифференцировано по присоединяемой мощности) :
6 640
4 517
4 255
3 501
3 057
2 934
1 949
1 812
1 045
872
702
293
237
1 690
1 448
120
0-150 кВт
150-670 кВт
30 766
82 408
68 706
22 913
60 029
17 300
56 736
15 797
12 570
10 122
9 388
27 836
7 196
19 202
18 760
13 673
>8900 кВт
670-8900 кВт
Сибирский
Дальневосточный
Южный
Северо-Западный
Уральский
Центральный
Приволжский
Северокавказский
28
Нормативные правовые
акты
Изменения, внесенные в Типовое положение об органе исполнительной власти
субъекта РФ в области государственного регулирования тарифов,
постановлением Правительства РФ от 31.08.2013 №759 :
материалы:
извещение о
заседании коллегии
не позднее 10
дней
- проект решения;
- пояснительная записка
- расчеты ;
- заключения экспертизы,
заседание
коллегии
не позднее 5
рабочих дней
Если член коллегиального органа не может присутствовать на заседании
коллегиального органа, он имеет право заблаговременно представить
свое мнение по рассматриваемым вопросам в письменной форме.
29
Спасибо за внимание!
30
Приложения
31
Предельные уровни
по субъектам РФ за 2012 год
Средние расчетные предельные уровни нерегулируемых цен на э/э (мощность) для
потребителей 1-й ценовой категории за апрель – декабрь 2012 года
руб/МВтч
Республика Алтай
Республика Бурятия
Томская область
Республика Тыва
Забайкальский край
Алтайский край
Республика Хакасия
Кемеровская область
Красноярский край
Новосибирская область
Иркутская область
Республика Калмыкия
Ростовская область
Волгоградская область
Краснодарский край
Астраханская область
Тверская область
Орловская область
Смоленская область
Костромская область
Липецкая область
Тульская область
Калужская область
Курская область
Ивановская область
Воронежская область
Ярославская область
Тамбовская область
Владимирская область
Город Москва столица
Рязанская область
Московская область
Белгородская область
Курганская область
Свердловская область
Челябинская область
Тюменская область
Республика Ингушетия
Карачаево-Черкесская Республика
Ставропольский край
Республика Северная Осетия-Алания
Кабардино-Балкарская Республика
Республика Дагестан
Вологодская область
Псковская область
Республика Карелия
Новгородская область
Ленинградская область
Мурманская область
Город Санкт-Петербург
Ульяновская область
Нижегородская область
Республика Мари Эл
Пензенская область
Оренбургская область
Саратовская область
Республика Мордовия
Кировская область
Самарская область
Республика Татарстан
Чувашская Республика-Чувашия
Пермский край
Удмуртская Республика
Республика Башкортостан
32
2 ЦЗ
1 ЦЗ
Сибирский
Южный
Центральный
Уральский
СевероКавказский
Северо-Западный
Приволжский
Цср =2 119
Цср =3 359
Цср =3 224
Цср =2 856
Цср =3 070
Цср =2 760
Цср =2 994
Плата за иные услуги
Средняя сбытовая надбавка
Средний тариф на передачу
Цср РФ=2 888
Нерегулируемая цена ОРЭМ
6 000
6 000
5 000
5 000
4 000
4 000
3 000
3 000
2 000
2 000
1 000
1 000
0
0
Предельные уровни
по субъектам РФ за 2013 год
Средние расчетные предельные уровни нерегулируемых цен на э/э (мощность) для
потребителей 1-й ценовой категории за январь-август 2013 года
Республика Алтай
Республика Бурятия
Томская область
Республика Тыва
Забайкальский край
Алтайский край
Омская область
Республика Хакасия
Кемеровская область
Красноярский край
Новосибирская область
Иркутская область
Республика Калмыкия
Ростовская область
Краснодарский край
Волгоградская область
Астраханская область
Тверская область
Орловская область
Смоленская область
Тульская область
Костромская область
Липецкая область
Калужская область
Воронежская область
Ивановская область
Курская область
Ярославская область
Тамбовская область
Владимирская область
Белгородская область
Город Москва столица
Московская область
Рязанская область
Курганская область
Свердловская область
Челябинская область
Тюменская область
Республика Ингушетия
Ставропольский край
Республика Северная Осетия-Алания
Карачаево-Черкесская Республика
Кабардино-Балкарская Республика
Чеченская Республика
Республика Дагестан
Вологодская область
Республика Карелия
Псковская область
Новгородская область
Ленинградская область
Мурманская область
Город Санкт-Петербург
Нижегородская область
Республика Мари Эл
Ульяновская область
Пензенская область
Кировская область
Республика Мордовия
Оренбургская область
Саратовская область
Самарская область
Республика Татарстан
Чувашская Республика-Чувашия
Пермский край
Удмуртская Республика
Республика Башкортостан
33
2 ЦЗ
1 ЦЗ
Сибирский
Южный
Центральный
Уральский
СевероКавказский
Северо-Западный
5 000
5 000
Приволжский
5 500
Цср =2 163
(2,1%)
Цср =3 579
(6,6%)
Цср =3 393
(5,3%)
Цср =2 965
(3,8%)
Цср =2 970
(-3,2%)
Цср =2 931
(6,2%)
Цср =3 094
(3,4%)
4 000
4 000
3 000
3 000
2 000
2 000
1 000
1 000
0
0
6 000
Плата за иные услуги
Средняя сбытовая надбавка
Средний тариф на передачу
Нерегулируемая цена ОРЭМ
6 000
6 500
руб/МВтч
Цср РФ=3 002 ( 4,0 % рост к 2012 году)
4 500
3 500
2 500
1 500
500
Структура предельных уровней
нерегулируемых цен в 2012 году
Структура средневзвешенного предельного уровня нерегулируемой цены на э/э
(мощность) для потребителей 1-й ценовой категории по подгруппам потребителей
и уровням напряжения за 2012 год
руб/МВтч; (%)
3 544
4 000
2 (0,1%)
3 038
3 500
2 711
3 000
2 254
2 500
2 (0,1%)
90 (4%)
2 000
871
(39%)
2 (0,1%)
2 (0,1%)
90 (3%)
90 (3%)
1 328
(49%)
90 (3%)
1 655
(54%)
2 161
(61%)
1 500
1 000
1 291
(57%)
1 291
(48%)
1 291
(42%)
1 291
(36%)
500
0
ВН
Нерегулируемая цена ОРЭМ
СН1
Плата за передачу
СН2
Сбытовая надбавка
НН
Плата за иные услуги
34
Структура предельных уровней
нерегулируемых цен
по уровням напряжения в 2013 году
Структура средневзвешенного предельного уровня нерегулируемой цены на э/э
(мощность) для потребителей 1-й ценовой категории по подгруппам потребителей
и уровням напряжения за январь – август 2013 года
4 500
руб/МВтч;
(%)
3 702
3 (0,1%)
4 000
3 183
3 500
2 809
3 (0,1%)
3 000
2 315
2 500
2 000
167 (5%)
3 (0,1%)
155 (5%)
105 (4%)
3 (0,1%)
63 (3%)
1 357
(48%)
905
(39%)
1 681
(53%)
2 188
(59%)
1 500
1 000
1 344
(58%)
1 344
(48%)
1 344
(42%)
1 344
(36%)
ВН
(от 10 МВт)
СН1
(от 670 кВт до 10 МВт)
СН2
(от 150 до 670 кВт)
НН
(до 150 кВт)
500
0
Нерегулируемая цена ОРЭМ
Плата за передачу
Сбытовая надбавка
Плата за иные услуги
35