RU | EN
      1. 2.3.1 Характеристика тарифной политики
      2. 2.3.2 Анализ доходов и расходов
      3. 2.3.3 Анализ дебиторской и кредиторской задолженности
      4. 2.3.4 Информация о кредитных рейтингах и облигационных займах

Для функционирования сайта мы собираем cookie, данные об IP-адресе и местоположении пользователей. Если вы не хотите, чтобы эти данные обрабатывались, пожалуйста, покиньте сайт.

2.3.1 Характеристика тарифной политики

Тарифы на услуги по передаче электроэнергии

В 2018 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.)

2018 г. является первым годом нового долгосрочного периода регулирования по филиалам Пермэнерго и Челябэнерго. С учетом начала нового долгосрочного периода регулирования по указанным филиалам регулирующими органами были установлены новые долгосрочные параметры регулирования (40-43).

Единые (котловые) тарифы формируются с учетом затрат всех сетевых организаций на территории субъекта Российской Федерации и устанавливаются ежегодно на предстоящий год долгосрочного периода регулирования. В соответствии с действующим законодательством в области государственного регулирования тарифов необходимая валовая выручка ежегодно подлежит корректировке с учетом отклонения фактических параметров расчета от плановых, 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 2018 г. утверждены тарифными решениями регулирующих органов субъектов Российской Федерации (40-46). Ставки единых (котловых) тарифов на услуги по передаче электрической энергии установлены регулирующими органами на 2018 г. в рамках утвержденных ФАСФедеральная Антимонопольная Служба России предельных минимальных и максимальных уровней тарифов.

Структура и динамика выручки ОАООткрытое акционерное общество «МРСК Урала» за 2016 — 2018 гг.[1]

 

Выручка от услуг по передаче электроэнергии составляют основную долю в структуре выручки ОАООткрытое акционерное общество «МРСК Урала». По итогам 2018 г. данный вид выручки составил 75 561 млнМиллион рублей (84,3% от выручки). В абсолютном выражении выручка от услуг по передаче увеличилась на 5 688 млнМиллион рублей (+8,1%) за счет роста ставок единых (котловых) тарифов на услуги по передаче электрической энергии (мощности), ростом «котлового» полезного отпуска электрической энергии, исполнением на территории Челябинской области с 01.07.2018 функции единственного «котлодержателя» в регионе, а также отсутствием в 2018 г. нагрузочных потерь, учтенных в ценах на электрическую энергию на ОРЭМОптовый рынок электроэнергии и мощности. Рост выручки от прочих видов деятельности обусловлен присвоением Минэнерго России ОАООткрытое акционерное общество «МРСК Урала» статуса гарантирующего поставщика в отношении зон деятельности на территориях:

Выручка от продажи электрической энергии (исполнения функции гарантирующего поставщика) в 2018 г. составила 12 873 млнМиллион рублей. Выручка от оказания услуг по технологическому присоединению за 2018 г. составили 744 млнМиллион рублей, что на 14,9% ниже, чем за 2017 г. Снижение объема выручки в 2018 г. обусловлено снижением количества заявителей, а также увеличением предоставляемой льготы для заявителей до 150 кВт (с 01.11.2017).

Динамика структуры НВВНеобходимая валовая выручка по передаче электрической энергии ОАООткрытое акционерное общество «МРСК Урала»[2]

 

Значительный рост необходимой валовой выручки на оплату услуг ТСОТерриториальная сетевая организация в 2018 г. 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 2018 г. по филиалу ОАООткрытое акционерное общество «МРСК Урала» — «Челябэнерго» составил 2 036 млнМиллион рублей или 113,1 %).

Динамика НВВНеобходимая валовая выручка на услуги по передаче электрической энергии в разрезе филиалов, млнМиллион рублей[3]

2016 г. 2017 г. 2018 г.
НВВНеобходимая валовая выручка Всего НВВНеобходимая валовая выручка Собственная НВВНеобходимая валовая выручка Всего НВВНеобходимая валовая выручка Собственная НВВНеобходимая валовая выручка Всего НВВНеобходимая валовая выручка Собственная
Пермэнерго 17627 7338 18922 8235 19798 8872
Свердловэнерго 32069 9064 32540 9343 35381 10382
Челябэнерго 17811 7153 18192 7350 20053 7562
МРСК Урала 67507 23555 69654 24928 75232 26816

Основными факторами изменения «котловой» НВВ в 2018 г. являются:

Пермэнерго

рост «котловой» НВВНеобходимая валовая выручка 4,6 % (876 млнМиллион рублей)
1) Снижение затрат на оплату услуг территориальных сетевых организаций на 1,8% (52 млнМиллион рублей), обусловленное несоответствием ряда ТСОТерриториальная сетевая организация критериям отнесения владельцев объектов электросетевого хозяйства к ТСОТерриториальная сетевая организация (указанные критерии утверждены Постановлением Правительства Российской Федерации от 28.02.2015 № 184).
2) Рост затрат на оплату услуг ПАОПубличное акционерное общество «ФСК ЕЭС» на 4,6% (143 млнМиллион рублей), обусловленный ростом ставки на содержание объектов ЕНЭС (+5,5% с 01.07.2018) и ростом ставки на компенсацию нормативных потерь в сетях ЕНЭС (+3,6%).
3) В отношении затрат на оплату технологического расхода (потерь) электрической энергии органом регулирования в тарифном решении предусмотрен рост на 3,1% (148 млнМиллион рублей), обусловленный ростом цены покупки потерь электрической энергии на 22,3% и снижением объема нормативных потерь в сетях филиала на 15,7% (349,5 млнМиллион кВтч). Снижение объема нормативных потерь электрической энергии обусловлено началом нового долгосрочного периода регулирования и, как следствие, пересмотром уровня потерь электрической энергии с применением метода сравнения аналогов («бенчмаркинга»).
При этом рост НВВНеобходимая валовая выручка на собственное содержание филиала составил 7,7% (637 млнМиллион рублей).
Свердловэнерго

рост «котловой» НВВНеобходимая валовая выручка 8,7 % (2 841 млнМиллион рублей)
1) Рост затрат на оплату услуг территориальных сетевых организаций на 9,9% (1 154 млнМиллион рублей), обусловленный ростом индивидуальных тарифов сетевых организаций региона. При этом необходимо отметить, что рост НВВНеобходимая валовая выручка АОАкционерное общество «ЕЭСКЕкатеринбургская электросетевая компания» составил 534 млнМиллион рублей.
2) Рост затрат на оплату услуг ПАОПубличное акционерное общество «ФСК ЕЭС» на 3,9% (303 млнМиллион рублей), обусловленный ростом ставки на содержание объектов ЕНЭС (+5,5% с 01.07.2018) и ростом ставки на компенсацию нормативных потерь в сетях ЕНЭС (+3,0%).
3) В отношении затрат на оплату технологического расхода (потерь) электрической энергии, органом регулирования в тарифном решении предусмотрен рост на 9,3% (345 млнМиллион рублей), обусловленный ростом цены покупки потерь электрической энергии на 5,7% и ростом объемов отпуска электрической энергии в сеть и, как следствие, ростом объемов нормативных потерь в сетях филиала.
При этом рост НВВНеобходимая валовая выручка на собственное содержание филиала составил 11,1% (1 039 млнМиллион рублей).
Челябэнерго

рост «котловой» НВВНеобходимая валовая выручка 10,2 % (1 861 млнМиллион рублей)
1) Рост затрат на оплату услуг территориальных сетевых организаций на 113,1% (2 036 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) Снижение затрат на оплату услуг ПАОПубличное акционерное общество «ФСК ЕЭС» на 7,9% (452 млнМиллион рублей), обусловленное уходом потребителей тарифного уровня напряжения ВН-1 с 01.07.2017 на прямые договора с ПАОПубличное акционерное общество «ФСК ЕЭС».
3) В отношении затрат на оплату технологического расхода (потерь) электрической энергии, органом регулирования в тарифном решении предусмотрен рост на 1,9% (65 млнМиллион рублей), обусловленный ростом цены покупки потерь электрической энергии на 13,3% и снижением объема нормативных потерь в сетях филиала на 10,0% (168,9 млнМиллион кВтч). Снижение объема нормативных потерь электрической энергии обусловлено началом нового долгосрочного периода регулирования и, как следствие, пересмотром уровня потерь электрической энергии с применением метода сравнения аналогов («бенчмаркинга»).
При этом рост НВВНеобходимая валовая выручка на собственное содержание филиала составил 2,9% (212 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[4]

Филиал 2016 г. 2017 г. 2018 г.
Пермэнерго 1.169 1.268 1.302
Свердловэнерго 1.155 1.22 1.253
Челябэнерго 1.086 1.24 1.408
ОАООткрытое акционерное общество «МРСК Урала» 1.139 1.238 1.304
Рост, % 8,6% 8,7% 5,4%

При анализе динамики изменения среднего тарифа на услуги по передаче электрической энергии в 2018 г. по филиалам ОАООткрытое акционерное общество «МРСК Урала» необходимо отметить:

 

Плата за технологическое присоединение

В соответствии с Методическими указаниями(47) на 2018 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 филиалов ОАООткрытое акционерное общество «МРСК Урала» установлена плата за технологическое присоединение к электрическим сетям ОАООткрытое акционерное общество «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 НДСНалог на добавленную стоимость), при присоединении объектов, отнесенных к третьей 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 кВ 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 2018 г. регулятором(48) утверждены:

Для территориальных сетевых организаций Свердловской области на 2018 г. регулятором(49) утверждены:

Все (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(50) утверждены:

Все (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 в целом по ОАООткрытое акционерное общество «МРСК Урала». Снижение стоимости технологического присоединения заявителей за единицу максимальной мощности в 2018 г. обусловлено ростом объема заявленной мощности и изменением методических указаний по определению размера платы за технологическое присоединение. Так, в соответствии с новыми методическими указаниями для определения ставок используются сведения о расходах на строительство объектов электросетевого хозяйства для целей технологического присоединения и для целей реализации иных мероприятий инвестиционной программы, а для определения ставок за единицу максимальной мощности – мощность всех заявителей мощностью менее 8 900 кВт и на уровне напряжения ниже 35 кВ, не исключая заявителей льготных категорий.

[1] Выручка от услуг по передаче электроэнергии в 2018 г. указана с учетом внутреннего оборота.

[2] Информация указана в соответствии с тарифной моделью на 2016-2018 гг., учтенной органами регулирования при установлении тарифов на услуги по передаче электрической энергии на 2016-2018 гг.

[3] 1) информация указана в соответствии с тарифной моделью на 2016-2018 гг., учтенной органами регулирования при установлении тарифов на услуги по передаче электрической энергии на 2016-2018 гг.; 2) НВВНеобходимая валовая выручка собственная – указана НВВНеобходимая валовая выручка филиала без учета расходов на оплату услуг ПАОПубличное акционерное общество «ФСК ЕЭС», на покупку потерь электрической энергии и услуг прочих ТСОТерриториальная сетевая организация.

[4] Информация указана в соответствии с тарифной моделью на 2016-2018 гг., учтенной органами регулирования при установлении тарифов на услуги по передаче электрической энергии на 2016-2018 гг.