Отчет совета директоров
2.3.1

Характеристика тарифной политики

Тарифы на услуги по передаче электроэнергии

По всем филиалам ОАО «МРСК Урала» применяется долгосрочный метод тарифного регулирования – метод доходности инвестированного капитала, в рамках которого утверждены долгосрочные параметры регулирования до 2017 г.: Пермэнерго (с 2009 г.), Свердловэнерго и Челябэнерго (с 2011 г.). Основными принципами тарифного регулирования методом доходности инвестированного капитала является привлечение регулируемыми организациями большого объема кредитных ресурсов, гарантии возврата вложенных средств, а так же увязка надежности и качества обслуживания потребителей с уровнем тарифа.

Долгосрочные параметры регулирования деятельности филиалов Общества утверждены рядом нормативных документов: Пермэнерго(39, 40), Свердловэнерго(41, 42) и Челябэнерго(43-45). Постановлением(45) филиалу Челябэнерго был пересмотрен базовый уровень операционных расходов с 2 831,71 тыс рублей до 2 705,69 тыс рублей, в связи с чем, ОАО «МРСК Урала» в ФСТ России подано заявление о рассмотрении разногласий. По итогам рассмотрения разногласий ФСТ России приказом(46) предписал органу регулирования провести дополнительный анализ величины базового уровня операционных расходов. В отношении тарифно-балансовых решений начиная с 2016 г. базовый уровень операционных расходов органом регулирования был пересмотрен в сторону увеличения (2 831,71 тыс рублей).

Единые (котловые) тарифы формируются с учетом затрат всех сетевых организаций на территории субъекта Российской Федерации и устанавливаются ежегодно на предстоящий год долгосрочного периода регулирования. Так же в соответствии с действующим законодательством в области государственного регулирования тарифов необходимая валовая выручка ежегодно подлежит корректировке с учетом отклонения фактических и плановых параметров расчета, а также с учетом исполнения утвержденной инвестиционной программы и достижения показателей надежности и качества оказываемых услуг.

Тарифы на услуги по передаче электрической энергии утверждаются органами исполнительной власти субъектов Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов на соответствующих территориях деятельности Общества. Единые (котловые) тарифы на услуги по передаче электрической энергии на 2017 год утверждены следующими тарифными решениями регулирующих органов субъектов Российской Федерации: Пермский край(47), Свердловская область(48), Челябинская область(49).

На территории Челябинской области рост единых (котловых) тарифов на услуги по передаче электрической энергии на 2017 г. для категории «прочие потребители» превысил установленные предельные максимальные уровни тарифов, что обусловлено размером инвестиционных программ сетевых организаций Челябинской области. В соответствии с Федеральным законом(50) действие договоров «последней мили» прекращается с 2014 г., за исключением ряда субъектов Российской Федерации, в которых действие договоров «последней мили» продлевается. Челябинская область входит в перечень субъектов, где действие договоров аренды объектов «последней мили» продлевается до 01.07.2017 в части тех потребителей, которые по состоянию на 01.09.2013 в соответствии с тарифно-балансовыми решениями заключили договор по передаче электроэнергии с использованием договоров аренды объектов «последней мили».

Для этих потребителей введен отдельный тарифный уровень напряжения ВН-1. Плата по данному уровню рассчитывается как сумма платежа за услуги ПАО «ФСК ЕЭС» и платежа по перекрестному субсидированию. Ставка перекрестного субсидирования (рублей за тысячу киловатт-часов) в Челябинской области составляет: 440,0 (с 01.01.2015 по 30.06.2015), 290,4 (c 01.07.2015 по 30.06.2016), 145,2 (c 01.07.2016 по 30.06.2017).

Информация о структуре и динамике фактической выручки за 2015-2017 гг.:

..

Доходы от услуг по передаче электроэнергии составляют основную долю в структуре доходов ОАО «МРСК Урала». По итогам 2017 г. данный вид доходов составил 69 873 млн рублей (98,3% от выручки), что коррелируется с фактическими данными за 2016 г. (97,3% от выручки). В абсолютном выражении выручка от услуг по передаче увеличилась на 6 170 млн рублей (+9,7%) за счет роста ставок единых (котловых) тарифов на услуги по передаче электрической энергии (мощности), а также снижением стоимости нагрузочных потерь, учтенных в ценах на электрическую энергию на ОРЭМ (снижение по сравнению с фактом 2016 г. составило 1 107 млн рублей или 46,9%). Рост среднего одноставочного тарифа на 2017 г. в целом по ОАО «МРСК Урала» составил 8,7% (в соответствии с тарифными решениями органов регулирования). Доходы от оказания услуг по технологическому присоединению за 2017 г. составили 874 млн рублей, что на 34,6% ниже, чем за 2016 г. Снижение объема выручки в 2017 г. обусловлено отсутствием крупных договоров, исполнение которых требует значительного объема капитального строительства, как в 2016 г.

Динамика изменений необходимой валовой выручки по передаче электрической энергии по составляющим:

..

Динамика необходимой валовой выручки на услуги по передаче электрической энергии в разрезе филиалов, млн рублей

2015 г. 2016 г. 2017 г.
всего собст. всего собст. всего собст.
Пермэнерго 15 740 6 467 17 627 7 338 18 922 8 235
Свердловэнерго 30 183 8 065 32 069 9 064 32 540 9 343
Челябэнерго 15 726 5 506 17 811 7 153 18 192 7 350
МРСК Урала 61 649 20 038 67 507 23 555 69 654 24 928

Основными факторами изменения «котловой» необходимой валовой выручки в 2017 г. послужили:

Пермэнерго: рост «котловой» НВВ 7,4% (1 295 млн рублей)

  • Рост затрат на оплату услуг территориальных сетевых организаций на 7,0% (186 млн рублей), обусловленный ростом индивидуальных тарифов сетевых организаций региона и отсутствием механизма «сглаживания» необходимой валовой выручки у данных организаций в виду применяемого для них метода тарифного регулирования – долгосрочная индексация необходимой валовой выручки.
  • Снижение затрат на оплату услуг ПАО «ФСК ЕЭС» на 3,7% (121 млн рублей), обусловленное снижением ставки на компенсацию нормативных потерь в сетях ЕНЭС (исходя из фактических данных).
  • Рост затрат на оплату технологического расхода (потерь) электрической энергии на 7,6% (333 млн рублей), обусловленный ростом цены покупки потерь электрической энергии на 7,8%.
При этом рост необходимой валовой выручки на собственное содержание филиала составил 12,2% (897 млн рублей), а объем примененного регулятором положительного «сглаживания» необходимой валовой выручки 358 млн рублей (при этом регулятором применена отрицательная корректировка необходимой валовой выручки по фактическим данным предыдущих периодов регулирования 499 млн рублей).

Свердловэнерго: рост «котловой» НВВ 1,5% (471 млн рублей)

  • Рост затрат на оплату услуг территориальных сетевых организаций на 2,1% (237 млн рублей), обусловленный ростом индивидуальных тарифов сетевых организаций региона.
  • Снижение затрат на оплату услуг ПАО «ФСК ЕЭС» на 1,0% (76 млн рублей), обусловленное снижением ставки на компенсацию нормативных потерь в сетях ЕНЭС (исходя из фактических данных) и заявленной мощности ЕНЭС (в связи с уходом потребителей на прямые договора с ПАО «ФСК ЕЭС»).
  • В отношении затрат на оплату технологического расхода (потерь) электрической энергии, органом регулирования в тарифном решении предусмотрен рост на 0,8% (31 млн рублей), обусловленный ростом цены покупки потерь электрической энергии на 4,7% и снижением объема нормативных потерь в сетях филиала на 3,7% (66 млн кВтч) в связи со снижением объемов планового полезного отпуска электрической энергии в границах балансовой принадлежности сетей филиала.
При этом рост необходимой валовой выручки на собственное содержание филиала составил 3,1 % (279 млн рублей), а объем примененного регулятором положительного «сглаживания» необходимой валовой выручки 1 081 млн рублей (при этом регулятором применена отрицательная корректировка необходимой валовой выручки по фактическим данным предыдущих периодов регулирования 710 млн рублей).

Челябэнерго: рост «котловой» НВВ 2,1% (381 млн рублей)

  • Рост затрат на оплату услуг территориальных сетевых организаций на 12,9% (205 млн рублей), обусловленный ростом индивидуальных тарифов сетевых организаций региона в связи с включением в необходимую валовую выручку ряда сетевых организаций (до 01.07.2017 подключенных к сети ЕНЭС по тарифному уровню напряжения ВН-1) затрат на оплату услуг ПАО «ФСК ЕЭС».
  • Снижение затрат на оплату услуг ПАО «ФСК ЕЭС» на 3,9% (231 млн рублей), обусловленное уходом потребителей тарифного уровня напряжения ВН-1 с 01.07.2017 на прямые договора с ПАО «ФСК ЕЭС».
  • Рост затрат на оплату технологического расхода (потерь) электрической энергии на 6,7% (210 млн рублей), обусловленный ростом цены покупки потерь электрической энергии на 6,3%.
При этом рост необходимой валовой выручки на собственное содержание филиала составил 2,8% (197 млн рублей), а объем примененного регулятором положительного «сглаживания» необходимой валовой выручки 382 млн рублей (при этом регулятором применена отрицательная корректировка необходимой валовой выручки по фактическим данным предыдущих периодов регулирования 103 млн рублей).

Анализ изменений среднего тарифа на услуги по передаче электрической энергии в разрезе филиалов (с учетом полезного отпуска электрической энергии на генераторном уровне напряжения), руб./ кВт*ч:

Филиал 2015 г. 2016 г. 2017 г.
Пермэнерго 1,056 1,169 1,268
Свердловэнерго 1,079 1,155 1,220
Челябэнерго* 0,990 1,086 1,240
ОАО «МРСК Урала» 1,049 1,139 1,238
Рост, % 5,4% 8,6% 8,7%
* в границах контура «котла» филиала Челябэнерго

При анализе динамики изменения среднего тарифа на услуги по передаче электрической энергии в 2017 г. по филиалам ОАО «МРСК Урала» необходимо отметить:

  • рост среднего тарифа по филиалу Пермэнерго на 8,4% обусловлен увеличением «котловой» необходимой валовой выручки на 7,4% и снижением «котлового» полезного отпуска электрической энергии на 1,0%;
  • рост среднего тарифа по филиалу Свердловэнерго на 5,7% обусловлен снижением «котлового» полезного отпуска электрической энергии на 4,0% и увеличением «котловой» необходимой валовой выручки на 1,5%;
  • рост среднего тарифа по филиалу Челябэнерго на 14,2%обусловлен увеличением «котловой» необходимой валовой выручки на 2,1% и снижением «котлового» полезного отпуска электрической энергии на 10,6%, в связи с уходом потребителей тарифного уровня напряжения ВН-1 с 01.07.2017 на прямые договора с ПАО «ФСК ЕЭС».

Плата за технологическое присоединение

В соответствии с Методическими указаниями по определению размера платы за технологическое присоединение к электрическим сетям, утвержденными Приказом(51), на 2017 г. для филиалов ОАО «МРСК Урала» органами исполнительной власти субъектов Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов Пермского края, Свердловской и Челябинской областей утверждены стандартизированные тарифные ставки согласно Главе IV Методических указаний, ставки за единицу максимальной мощности на период регулирования согласно приложению №2 к Методическим указаниям, рассчитанные в соответствии с Главной III Методических указаний, а также формулы платы за технологическое присоединение.

Регулирующими органами для всех филиалов ОАО «МРСК Урала» установлена плата за технологическое присоединение к электрическим сетям ОАО «МРСК Урала» для заявителей, подавших заявку в целях технологического присоединения энергопринимающих устройств максимальной мощностью, не превышающей 15 кВт включительно (с учетом ранее присоединенной в данной точке присоединения мощности), в размере 550 рублей (с НДС), при присоединении объектов, отнесенных к третей категории надежности (по одному источнику электроснабжения) при условии, что расстояние от границ участка заявителя до объектов электросетевого хозяйства ОАО «МРСК Урала» на уровне напряжения до 20 кВ включительно необходимого заявителю уровня напряжения сетевой организации ОАО «МРСК Урала» составляет не более 300 метров в городах и поселках городского типа и не более 500 метров в сельской местности.

В соответствии с постановлением(52) для Пермэнерго утверждены:

  • стандартизированная тарифная ставка С1 с разбивкой по мероприятиям, указанным в п.16 (за исключением подпунктов «б» и «в») Методических указаний;
  • стандартизированные тарифные ставки С2 на строительство воздушных линий, С3 на строительство кабельных линий и С4 на строительство ТП, КТП и ПС с дифференциацией по уровню напряжения, сечению проводов и типу оборудования, кроме того, для заявителей до 150 кВт утверждены отдельные стандартизированные тарифные ставки для включения в плату таких заявителей не более 50% стоимости строительства;
  • ставки платы за технологическое присоединение за единицу максимальной мощности по мероприятиям «последней мили» (на строительство воздушных и кабельных линий электропередачи, строительство пунктов секционирования, КТП и РТП) с дифференциацией по уровню напряжения;
  • формулы платы за технологическое присоединение.

В соответствии с постановлением(53) для Свердловэнерго утверждены:

  • стандартизированная тарифная ставка С1 с разбивкой по мероприятиям, указанным в п.16 (за исключением подпунктов «б» и «в») Методических указаний с дифференциацией по уровню напряжения и объему максимальной мощности;
  • ставки за единицу максимальной мощности по мероприятиям «последней мили» (на строительство воздушных и кабельных линий электропередачи) с дифференциацией по уровню напряжения. Постановлением(54) для всех территориальных сетевых организаций на территории Свердловской области утверждены:
  • стандартизированные тарифные ставки на покрытие расходов сетевых организаций на территории Свердловской области С2 на строительство воздушных линий, С3 на строительство кабельных линий и С4 на строительство ТП, КТП, РТП и ПС утверждены с дифференциацией по уровню напряжения, марке, сечению и исполнению проводов, типу опор, способу прокладки и типу оборудования;
  • формулы платы за технологическое присоединение.

В соответствии с постановлением(55) для всех территориальных сетевых организаций Челябинской области утверждены:

  • стандартизированная тарифная ставка С1 с разбивкой по мероприятиям, указанным в п.16 (за исключением подпунктов «б» и «в») Методических указаний, ставка С1 утверждена в размерности рублей за одно присоединение;
  • стандартизированные тарифные ставки С2, С3 и С4 с дифференциацией по уровню напряжения, марке, сечению и способу прокладки проводов, типу опор и оборудования, кроме того, для заявителей до 150 кВт утверждены отдельные стандартизированные тарифные ставки для включения в плату таких заявителей не более 50% стоимости строительства (на период с 01.01.2017 по 30.09.2017) и нулевые стандартизированные тарифные ставки (на период с 01.10.2017 по 31.12.2017);
  • ставки за единицу максимальной мощности для расчета платы за технологическое присоединение с дифференциацией по уровню напряжения и объему максимальной мощности, кроме того, для заявителей до 150 кВт утверждены отдельные стандартизированные тарифные ставки для включения в плату таких заявителей не более 50% стоимости строительства (на период с 01.01.2017 по 30.09.2017) и нулевые стандартизированные тарифные ставки (на период с 01.110.2017 по 31.12.2017);
  • формулы платы за технологическое присоединение.

Регулирующим органом также устанавливается размер платы за технологическое присоединение к Единой национальной (общероссийской) электрической сети индивидуально для конкретного заявителя при обращении в регулирующий орган при необходимости выполнения мероприятий, указанных в приложении №1 к Методическим указаниям.

..

Динамика среднего размера ставок за единицу максимальной мощности за период 2015-2017 гг.

На графике представлена динамика изменения среднего размера ставок платы за единицу мощности в целом по ОАО «МРСК Урала», увеличение стоимости технологического присоединения заявителей за единицу максимальной мощности в 2017 относительно 2016 г. в основном обусловлено снижением объема заявленной мощности.

ЦЕНТР ЗАГРУЗКИ
Здесь вы можете скачать полный отчет 2017, отдельные главы в формате PDF.
1О компании
1.1Миссия и стратегические цели
1.2Положение в отрасли
1.3Системы менеджмента
1.4Ключевые события года
2Отчет совета директоров
2.1Обращение к акционерам
2.2Создание производственного капитала
2.2.1Эксплутация сетей
2.2.2Передача электроэнергии
2.2.3Технологическое присоединение
2.2.4Развитие телекоммуникаций и IT-систем
2.2.5Инвестиции
2.2.6Инновации
2.2.7Повышение эффективности
2.3Создание финансового капитала
2.3.1Характеристика тарифной политики
2.3.2Анализ доходов и расходов
2.3.3Анализ дебиторской и кредиторской задолженности
2.3.4Информация о кредитных рейтингах и облигационных займах
3Корпоративное управление
3.1Характеристика практики корпоративного управления
3.2Система корпоративного управления
3.2.1Общее собрание акционеров
3.2.2Совет директоров
3.2.3Комитеты Совета директоров
3.2.4Генеральный директор и Правление
3.2.5Политика вознаграждений и компенсаций
3.3Система контроля
3.3.1Ревизионная комиссия
3.3.2Независимый аудитор
3.3.3Внутренний контроль
3.3.4Безопасность и антикоррупционная деятельность
3.3.5Управление рисками
3.4Взаимодействие с акционерами и инвесторами
3.4.1Структура акционерного капитала
3.4.2 Права акционеров
3.4.3Работа на фондовом рынке
3.4.4Коммуникация с участниками рынка
3.4.5Самые часто задаваемые вопросы
3.4.6Распределение прибыли
3.4.7Контактная информация
4Стейкхолдер
4.1Работа с персоналом
4.2Работа с клиентами
4.3Работа с поставщиками
4.4Связи с общественностью и органами власти
4.5Информация о сделках общества
4.6Дочерние компании и финансовые вложения
4.7Охрана окружающей среды
5Приложения
5.1Отчетность по стандартам РСБУ за 2017 г.
5.2Отчетность по стандартам МСФО за 2017 г.
5.3Отчет о соблюдении кодекса корпоративного управления
5.4Нормативные ссылки
5.5Аббревиатуры и сокращения
5.6Карта сайта