2.3.1 Характеристика тарифной политики
Тарифы на услуги по передаче электроэнергии
В 2019 г. регулирующие органы по отношению к Свердловэнерго применяли метод доходности инвестированного капитала (RAB), по отношению к Пермэнерго и Челябэнерго — метод долгосрочной индексации необходимой валовой выручки (ИНДЕКС).
| Пермэнерго | ИНДЕКС | 5 лет (2018-2022 гг.) |
| Свердловэнерго | RAB | 10 лет (2011-2020 гг.) |
| Челябэнерго | ИНДЕКС | 5 лет (2018-2022 гг.) |
Характеристики применяемых методов тарифного регулирования
| Параметр | Метод доходности инвестированного капитала (RAB) | Метод долгосрочной индексации необходимой валовой выручки (ИНДЕКС) |
| Реквизиты методических указаний по определению НВВНеобходимая валовая выручка: | Приказ ФСТФедеральная служба по тарифам России (33) | Приказ ФСТФедеральная служба по тарифам России (34) |
| Долгосрочные параметры регулирования для расчета НВВНеобходимая валовая выручка: |
• Базовый уровень операционных (подконтрольных) расходов; • Индекс эффективности операционных (подконтрольных) расходов; • Коэффициент эластичности операционных (подконтрольных) расходов по количеству активов; • Уровень надежности и качества реализуемых товаров (услуг); • Норматив технологического расхода (потерь) (уровень потерь). |
|
|
• Размер инвестированного капитала; • Чистый оборотный капитал; • Норма доходности на инвестированный капитал; • Срок возврата инвестированного капитала. |
х | |
| Состав НВВНеобходимая валовая выручка: |
• Операционные расходы; • Неподконтрольные расходы (аренда, налоги, услуги регулируемых организаций); • Возврат инвестированного капитала; • Доход на инвестированный капитал; • Перераспределение НВВНеобходимая валовая выручка в целях сглаживания тарифов; • Корректировка НВВНеобходимая валовая выручка по факту деятельности. |
• Подконтрольные расходы (в т.ч. расходы из прибыли); • Неподконтрольные расходы (аренда, налоги, услуги регулируемых организаций, амортизация, возврат и обслуживание кредитных ресурсов, прибыль на капитальные вложения); • Корректировка НВВНеобходимая валовая выручка по факту деятельности. |
| Параметр | Метод доходности инвестированного капитала (RAB) | Метод долгосрочной индексации необходимой валовой выручки (ИНДЕКС) |
| Реквизиты методических указаний по определению НВВНеобходимая валовая выручка: | Приказ ФСТФедеральная служба по тарифам России (33) | Приказ ФСТФедеральная служба по тарифам России (34) |
| Долгосрочные параметры регулирования для расчета НВВНеобходимая валовая выручка: |
• Базовый уровень операционных (подконтрольных) расходов; • Индекс эффективности операционных (подконтрольных) расходов; • Коэффициент эластичности операционных (подконтрольных) расходов по количеству активов; • Уровень надежности и качества реализуемых товаров (услуг); • Норматив технологического расхода (потерь) (уровень потерь). |
|
|
• Размер инвестированного капитала; • Чистый оборотный капитал; • Норма доходности на инвестированный капитал; • Срок возврата инвестированного капитала. |
х | |
| Состав НВВНеобходимая валовая выручка: |
• Операционные расходы; • Неподконтрольные расходы (аренда, налоги, услуги регулируемых организаций); • Возврат инвестированного капитала; • Доход на инвестированный капитал; • Перераспределение НВВНеобходимая валовая выручка в целях сглаживания тарифов; • Корректировка НВВНеобходимая валовая выручка по факту деятельности. |
• Подконтрольные расходы (в т.ч. расходы из прибыли); • Неподконтрольные расходы (аренда, налоги, услуги регулируемых организаций, амортизация, возврат и обслуживание кредитных ресурсов, прибыль на капитальные вложения); • Корректировка НВВНеобходимая валовая выручка по факту деятельности. |
Регулирующими органами были утверждены долгосрочные параметры регулирования деятельности филиалов(35-39): 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.
Единые (котловые) тарифы на услуги по передаче электрической энергии на 2019 год утверждены тарифными решениями регулирующих органов субъектов Российской Федерации(40-42): Ставки единых (котловых) тарифов на услуги по передаче электрической энергии установлены регулирующими органами на 2019 г. в рамках, утвержденных ФАСФедеральная Антимонопольная Служба России предельных минимальных и максимальных уровней тарифов. Динамика изменений НВВНеобходимая валовая выручка по передаче электрической энергии по составляющим представлена на диаграмме[1].
Значительный рост НВВНеобходимая валовая выручка на оплату услуг ТСОТерриториальная сетевая организация в 2018-2019 гг. обусловлен изменением договорной схемы взаиморасчётов на розничном рынке Челябинской области, при которой филиал ОАООткрытое акционерное общество «МРСК Урала» — «Челябэнерго» с 01.07.2018 исполняет функции единственного «котлодержателя» в регионе (рост НВВНеобходимая валовая выручка на оплату услуг ТСОТерриториальная сетевая организация в 2019 г. по филиалу ОАООткрытое акционерное общество «МРСК Урала» — «Челябэнерго» составил 2 151 млнМиллион рублей или 56,1 %).
Основными факторами изменения «котловой» необходимой валовой выручки в 2019 г. являются:
|
Пермэнерго рост «котловой» НВВНеобходимая валовая выручка 5,1 % (1015 млнМиллион рублей) |
1) Рост затрат на оплату услуг территориальных сетевых организаций на 10,0 % (280 млнМиллион рублей), обусловленный ростом индивидуальных тарифов сетевых организаций региона. 2) Рост затрат на оплату услуг ПАОПубличное акционерное общество «ФСК ЕЭС» на 1,0 % (31 млнМиллион рублей), обусловленный ростом затрат по ставке на содержание сетей ЕНЭС на 2,6 % (рост ставки тарифа на содержание сетей ЕНЭС на 5,5 %, снижение величины заявленной мощности на 2,8 %) и снижением затрат по ставке на оплату потерь в сетях ЕНЭС на 6,8 % (рост цены нормативных потерь в сетях ЕНЭС на 13,1%, снижение нормативных потерь в сетях ЕНЭС на 17,6 %). 3) В отношении затрат на оплату технологического расхода (потерь) электрической энергии, органом регулирования в тарифном решении предусмотрено снижение на 1,9 % (93 млнМиллион рублей), обусловленное снижением цены покупки потерь электрической энергии на 3,5 % и ростом нормативных потерь на 1,6% (рост отпуска электрической энергии в сеть). При этом рост необходимой валовой выручки на собственное содержание филиала составил 9,0 % (795 млнМиллион рублей). |
|
Свердловэнерго рост «котловой» НВВНеобходимая валовая выручка 2,8 % (1005 млнМиллион рублей) |
1) Рост затрат на оплату услуг территориальных сетевых организаций на 6,2 % (791 млнМиллион рублей), обусловленный ростом индивидуальных тарифов сетевых организаций региона. При этом необходимо отметить, что рост НВВНеобходимая валовая выручка АОАкционерное общество «ЕЭСКЕкатеринбургская электросетевая компания» составил 389 млнМиллион рублей. 2) Снижение затрат на оплату услуг ПАОПубличное акционерное общество «ФСК ЕЭС» на 1,9 % (152 млнМиллион рублей), обусловленное снижением затрат по ставке на содержание сетей ЕНЭС на 3,5 % (рост ставки тарифа на содержание сетей ЕНЭС на 5,3 %, снижение величины заявленной мощности на 8,4 %) и ростом затрат по ставке на оплату потерь в сетях ЕНЭС на 11,6 % (рост цены нормативных потерь в сетях ЕНЭС на 12,4%, снижение нормативных потерь в сетях ЕНЭС на 0,7 %). 3) В отношении затрат на оплату технологического расхода (потерь) электрической энергии, органом регулирования в тарифном решении предусмотрен рост на 8,3 % (336 млнМиллион рублей), обусловленный ростом цены покупки потерь электрической энергии на 7,9 % и ростом нормативных потерь на 0,4% (рост отпуска электрической энергии в сеть). При этом рост необходимой валовой выручки на собственное содержание филиала составил 0,3 % (31 млнМиллион рублей). |
|
Челябэнерго рост «котловой» НВВНеобходимая валовая выручка 12,2 % (2 452 млнМиллион рублей) |
1) Рост затрат на оплату услуг территориальных сетевых организаций на 56,1 % (2 151 млнМиллион рублей), обусловленный изменением договорной схемы взаиморасчётов на розничном рынке Челябинской области, при которой филиал ОАООткрытое акционерное общество «МРСК Урала» - «Челябэнерго» с 01.07.2018 исполняет функции единственного «котлодержателя» в регионе. 2) Рост затрат на оплату услуг ПАОПубличное акционерное общество «ФСК ЕЭС» на 1,4 % (74 млнМиллион рублей), обусловленный ростом затрат по ставке на содержание сетей ЕНЭС на 0,9 % (рост ставки тарифа на содержание сетей ЕНЭС на 5,5 %, снижение величины заявленной мощности на 4,4 %) и ростом затрат по ставке на оплату потерь в сетях ЕНЭС на 8,2 % (рост цены нормативных потерь в сетях ЕНЭС на 3,0%, рост нормативных потерь в сетях ЕНЭС на 5,1 %). 3) В отношении затрат на оплату технологического расхода (потерь) электрической энергии, органом регулирования в тарифном решении предусмотрен рост на 5,8 % (196 млнМиллион рублей), обусловленный ростом цены покупки потерь электрической энергии на 6,7 % и снижением нормативных потерь на 0,8 % (снижение отпуска электрической энергии в сеть). При этом рост необходимой валовой выручки на собственное содержание филиала составил 0,4 % (32 млнМиллион рублей). |
|
Пермэнерго рост «котловой» НВВНеобходимая валовая выручка 5,1 % (1015 млнМиллион рублей) |
1) Рост затрат на оплату услуг территориальных сетевых организаций на 10,0 % (280 млнМиллион рублей), обусловленный ростом индивидуальных тарифов сетевых организаций региона. 2) Рост затрат на оплату услуг ПАОПубличное акционерное общество «ФСК ЕЭС» на 1,0 % (31 млнМиллион рублей), обусловленный ростом затрат по ставке на содержание сетей ЕНЭС на 2,6 % (рост ставки тарифа на содержание сетей ЕНЭС на 5,5 %, снижение величины заявленной мощности на 2,8 %) и снижением затрат по ставке на оплату потерь в сетях ЕНЭС на 6,8 % (рост цены нормативных потерь в сетях ЕНЭС на 13,1%, снижение нормативных потерь в сетях ЕНЭС на 17,6 %). 3) В отношении затрат на оплату технологического расхода (потерь) электрической энергии, органом регулирования в тарифном решении предусмотрено снижение на 1,9 % (93 млнМиллион рублей), обусловленное снижением цены покупки потерь электрической энергии на 3,5 % и ростом нормативных потерь на 1,6% (рост отпуска электрической энергии в сеть). При этом рост необходимой валовой выручки на собственное содержание филиала составил 9,0 % (795 млнМиллион рублей). |
|
Свердловэнерго рост «котловой» НВВНеобходимая валовая выручка 2,8 % (1005 млнМиллион рублей) |
1) Рост затрат на оплату услуг территориальных сетевых организаций на 6,2 % (791 млнМиллион рублей), обусловленный ростом индивидуальных тарифов сетевых организаций региона. При этом необходимо отметить, что рост НВВНеобходимая валовая выручка АОАкционерное общество «ЕЭСКЕкатеринбургская электросетевая компания» составил 389 млнМиллион рублей. 2) Снижение затрат на оплату услуг ПАОПубличное акционерное общество «ФСК ЕЭС» на 1,9 % (152 млнМиллион рублей), обусловленное снижением затрат по ставке на содержание сетей ЕНЭС на 3,5 % (рост ставки тарифа на содержание сетей ЕНЭС на 5,3 %, снижение величины заявленной мощности на 8,4 %) и ростом затрат по ставке на оплату потерь в сетях ЕНЭС на 11,6 % (рост цены нормативных потерь в сетях ЕНЭС на 12,4%, снижение нормативных потерь в сетях ЕНЭС на 0,7 %). 3) В отношении затрат на оплату технологического расхода (потерь) электрической энергии, органом регулирования в тарифном решении предусмотрен рост на 8,3 % (336 млнМиллион рублей), обусловленный ростом цены покупки потерь электрической энергии на 7,9 % и ростом нормативных потерь на 0,4% (рост отпуска электрической энергии в сеть). При этом рост необходимой валовой выручки на собственное содержание филиала составил 0,3 % (31 млнМиллион рублей). |
|
Челябэнерго рост «котловой» НВВНеобходимая валовая выручка 12,2 % (2 452 млнМиллион рублей) |
1) Рост затрат на оплату услуг территориальных сетевых организаций на 56,1 % (2 151 млнМиллион рублей), обусловленный изменением договорной схемы взаиморасчётов на розничном рынке Челябинской области, при которой филиал ОАООткрытое акционерное общество «МРСК Урала» - «Челябэнерго» с 01.07.2018 исполняет функции единственного «котлодержателя» в регионе. 2) Рост затрат на оплату услуг ПАОПубличное акционерное общество «ФСК ЕЭС» на 1,4 % (74 млнМиллион рублей), обусловленный ростом затрат по ставке на содержание сетей ЕНЭС на 0,9 % (рост ставки тарифа на содержание сетей ЕНЭС на 5,5 %, снижение величины заявленной мощности на 4,4 %) и ростом затрат по ставке на оплату потерь в сетях ЕНЭС на 8,2 % (рост цены нормативных потерь в сетях ЕНЭС на 3,0%, рост нормативных потерь в сетях ЕНЭС на 5,1 %). 3) В отношении затрат на оплату технологического расхода (потерь) электрической энергии, органом регулирования в тарифном решении предусмотрен рост на 5,8 % (196 млнМиллион рублей), обусловленный ростом цены покупки потерь электрической энергии на 6,7 % и снижением нормативных потерь на 0,8 % (снижение отпуска электрической энергии в сеть). При этом рост необходимой валовой выручки на собственное содержание филиала составил 0,4 % (32 млнМиллион 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*чКиловатт/час[2]
|
|
2017 г. | 2018 г. | 2019 г. |
| Пермэнерго | 1,268 | 1,302 | 1,356 |
| Свердловэнерго | 1,220 | 1,253 | 1,283 |
| Челябэнерго | 1,240 | 1,408 | 1,473 |
| ОАООткрытое акционерное общество «МРСК Урала» | 1,238 | 1,304 | 1,351 |
| Рост, % | 8,70% | 5,40% | 3,60% |
При анализе динамики изменения среднего тарифа на услуги по передаче электрической энергии в 2019 г. по филиалам ОАООткрытое акционерное общество «МРСК Урала» необходимо отметить:
- рост среднего тарифа по филиалу Пермэнерго на 4,1 % обусловлен увеличением «котловой» необходимой валовой выручки на 5,1 % и ростом «котлового» полезного отпуска электрической энергии на 1,0 %;
- рост среднего тарифа по филиалу Свердловэнерго на 2,4 % обусловлен увеличением «котловой» необходимой валовой выручки на 2,8 % и ростом «котлового» полезного отпуска электрической энергии на 0,4 %;
- рост среднего тарифа по филиалу Челябэнерго на 4,6 % обусловлен увеличением «котловой» необходимой валовой выручки на 12,2 % и ростом «котлового» полезного отпуска электрической энергии на 7,3 %.
Плата за технологическое присоединение
В соответствии с Методическими указаниями(43) на 2019 г. для филиалов ОАООткрытое акционерное общество «МРСК Урала» органами исполнительной власти субъектов Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов Пермского края, Свердловской и Челябинской областей утверждены стандартизированные тарифные ставки, ставки за единицу максимальной мощности, а также формулы платы за технологическое присоединение.
Регулирующими органами для всех регионов установлена плата за технологическое присоединение к электрическим сетям 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 НДСНалог на добавленную стоимость), при присоединении объектов, отнесенных к третей категории надежности (по одному источнику электроснабжения) при условии, что расстояние от границ участка заявителя до объектов электросетевого хозяйства ОАООткрытое акционерное общество «МРСК Урала» на уровне напряжения до 20 кВКиловольт включительно необходимого заявителю уровня напряжения сетевой организации ОАООткрытое акционерное общество «МРСК Урала» составляет не более 300 метров в городах и поселках городского типа и не более 500 метров в сельской местности.
Для территориальных сетевых организаций Пермского края на 2019 г. регулятором(44) утверждены:
- стандартизированная тарифная ставка С1 с разбивкой по мероприятиям, указанным в п.16 (за исключением подпункта «б») Методических указаний;
- стандартизированные тарифные ставки С2 на строительство воздушных линий, С3 на строительство кабельных линий и С4 на строительство пунктов секционирования (реклоузеров, распределительных пунктов, переключательных пунктов), С5 на строительство трансформаторных подстанций, за исключением распределительных трансформаторных подстанций, с уровнем напряжения до 35 кВКиловольт, С6 на строительство распределительных трансформаторных подстанций с уровнем напряжения до 35 кВКиловольт.
- ставки платы за технологическое присоединение за единицу максимальной мощности на выполнение организационно технических мероприятий, предусмотренных п.16 (за исключением подпункта «б») Методических указаний.
- ставки платы за технологическое присоединение за единицу максимальной мощности по мероприятиям «последней мили» (на строительство воздушных и кабельных линий электропередачи, строительство пунктов секционирования, ТПТрансформаторная подстанция, КТПКомплектная трансформаторная подстанция, и РТПРаспределительные трансформаторные подстанции) с дифференциацией по уровню напряжения;
- формулы платы за технологическое присоединение.
Для территориальных сетевых организаций Свердловской области на 2019 г. регулятором(45) утверждены:
- стандартизированная тарифная ставка С1 с разбивкой по мероприятиям, указанным в п.16 (за исключением подпункта «б») Методических указаний;
- стандартизированные тарифные ставки С2 на строительство воздушных линий, С3 на строительство кабельных линий и С4 на строительство пунктов секционирования (реклоузеров, распределительных пунктов, переключательных пунктов), С5 на строительство трансформаторных подстанций, за исключением распределительных трансформаторных подстанций, с уровнем напряжения до 35 кВКиловольт, С6 на строительство распределительных трансформаторных подстанций с уровнем напряжения до 35 кВКиловольт.
- ставки платы за технологическое присоединение за единицу максимальной мощности на выполнение организационно технических мероприятий, предусмотренных п.16 (за исключением подпункта «б») Методических указаний.
- ставки платы за технологическое присоединение за единицу максимальной мощности по мероприятиям «последней мили» (на строительство воздушных и кабельных линий электропередачи, строительство пунктов секционирования, ТПТрансформаторная подстанция, КТПКомплектная трансформаторная подстанция, РТПРаспределительные трансформаторные подстанции и ПСПодстанция) с дифференциацией по уровню напряжения;
- формулы платы за технологическое присоединение.
Все ставки (стандартизированные тарифные ставки и ставки за единицу максимальной мощности) на строительство электросетевых объектов и ставки за единицу максимальной мощности на выполнение организационно технических мероприятий утверждены отдельно для территорий городских населенных пунктов и для территорий, не относящихся к городским населенным пунктам.
Для всех территориальных сетевых организаций Челябинской области регулятором(46) утверждены:
- стандартизированная тарифная ставка С1 с разбивкой по мероприятиям, указанным в п.16 (за исключением подпункта «б») Методических указаний;
- стандартизированные тарифные ставки С2 на строительство воздушных линий, С3 на строительство кабельных линий и С4 на строительство пунктов секционирования (реклоузеров, распределительных пунктов, переключательных пунктов), С5 на строительство трансформаторных подстанций, за исключением распределительных трансформаторных подстанций, с уровнем напряжения до 35 кВКиловольт, С6 на строительство распределительных трансформаторных подстанций с уровнем напряжения до 35 кВКиловольт, С7 на строительство подстанций уровнем напряжения 35 кВКиловольт и выше.
- ставки платы за технологическое присоединение за единицу максимальной мощности на выполнение организационно технических мероприятий, предусмотренных п.16 (за исключением подпункта «б») Методических указаний.
- ставки платы за технологическое присоединение за единицу максимальной мощности по мероприятиям «последней мили» (на строительство воздушных и кабельных линий электропередачи, строительство пунктов секционирования, ТПТрансформаторная подстанция, КТПКомплектная трансформаторная подстанция, РТПРаспределительные трансформаторные подстанции и ПСПодстанция) с дифференциацией по уровню напряжения;
- формулы платы за технологическое присоединение.
Все ставки (стандартизированные тарифные ставки и ставки за единицу максимальной мощности) на строительство электросетевых объектов и ставки за единицу максимальной мощности на выполнение организационно технических мероприятий утверждены отдельно для территорий городских населенных пунктов и для территорий, не относящихся к городским населенным пунктам. Кроме того, отдельно утверждены нулевые значения ставок (стандартизированные тарифные ставки и ставки за единицу максимальной мощности) на выполнение мероприятий «последней мили» для заявителей, осуществляющих технологическое присоединение энергопринимающих устройств мощностью не более 150 кВт.
На графике представлена динамика изменения среднего размера ставок платы за единицу мощности, указанных в текущих ценах в целом по ОАООткрытое акционерное общество «МРСК Урала». Основными факторами изменения средней стоимости являются изменение стандартизированных тарифных ставок платы за технологическое присоединение, которые преимущественно возросли в 2019 г. относительно 2018 г. Дополнительным фактором роста средней стоимости является незначительное (приблизительно 0,5 %) снижение объема присоединяемой мощности, использованной при расчете. Кроме того, на средние значения оказывает влияние и структура затрат, которые изменяются год от года. Так затраты на выполнение организационно-технических мероприятий снизились на 1,8%, а капитальные затраты возросли на 3,8%. При этом рост средней стоимости технологического присоединения по ОАООткрытое акционерное общество «МРСК Урала» на уровне 3,4 % указывает на снижение затрат в сопоставимых условиях, так как индекс потребительских цен (на момент утверждения ставок платы) в соответствии с прогнозом социально-экономического развития составлял 4,6%.
[1], [2] Информация указана в соответствии с тарифной моделью на 2017-2019 гг., учтенной органами регулирования при установлении тарифов на услуги по передаче электрической энергии на 2017-2019 гг.