3.2.9 Тарифная политика
Тарифы на услуги по передаче электроэнергии
В 2021 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 | 13 лет (2011-2023 гг.) |
| Челябэнерго | ИНДЕКС | 5 лет (2018-2022 гг.) |
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 2021 г. были утверждены тарифными решениями регулирующих органов субъектов Российской Федерации[21-23].
Ставки единых (котловых) тарифов на услуги по передаче электрической энергии установлены регулирующими органами Свердловской и Челябинской областей на 2021 г. в рамках, утвержденных ФАСФедеральная Антимонопольная Служба России предельных минимальных и максимальных уровней тарифов. Ставки единых (котловых) тарифов на услуги по передаче электрической энергии по Пермскому краю установлены на 2021 г. с превышением предельных максимальных уровней тарифов[24].
Динамика структуры НВВНеобходимая валовая выручка по передаче электрической энергии ОАООткрытое акционерное общество «МРСК Урала»
Основные факторы изменения «котловой» необходимой валовой выручки в 2021 г., млнмиллион руб.:
| 2019 г. | 2020 г. | 2021 г. | 2021/2020, % | Пояснения по изменению 2021/2020 | |
| Пермэнерго | |||||
| НВВНеобходимая валовая выручка по передаче электрической энергии, утвержденная в рамках тарифно-балансовых решений, в т.ч.: | 20 813 | 21 861 | 22 738 | 104,01% | Рост единых (котловых) тарифов |
| НВВНеобходимая валовая выручка собственная | 9 668 | 10 351 | 10 544 | 101,86% | |
| Услуги ПАОПубличное акционерное общество «ФСК ЕЭCФедеральная сетевая компания Единой энергетической системы» | 3 266 | 3 354 | 3 376 | 100,66% | Рост тарифов ЕНЭСЕдиная национальная электрическая сеть |
| Расходы на покупку потерь электрической энергии | 4 796 | 4 943 | 5 164 | 104,47% | Рост цены покупки потерь электрической энергии |
| Затраты на услуги ТСОТерриториальная сетевая организация (в соответствии с действующей договорной схемой) | 3 083 | 3 213 | 3 654 | 113,73% | Рост индивидуальных тарифов сетевых организаций региона |
| Свердловэнерго | |||||
| НВВНеобходимая валовая выручка по передаче электрической энергии, утвержденная в рамках тарифно-балансовых решений, в т.ч.: | 36 386 | 37 852 | 39 332 | 103,91% | Рост единых (котловых) тарифов |
| НВВНеобходимая валовая выручка собственная | 10 413 | 11 351 | 11 868 | 104,55% | |
| Услуги ПАОПубличное акционерное общество «ФСК ЕЭCФедеральная сетевая компания Единой энергетической системы» | 7 983 | 7 894 | 7 833 | 99,23% | Снижение величины заявленной мощности услуг ЕНЭСЕдиная национальная электрическая сеть |
| Расходы на покупку потерь электрической энергии | 4 390 | 4 915 | 5 214 | 106,08% | Рост цены покупки потерь электрической энергии |
| Затраты на услуги ТСОТерриториальная сетевая организация (в соответствии с действующей договорной схемой) | 13 600 | 13 692 | 14 417 | 105,30% | Рост индивидуальных тарифов сетевых организаций региона |
| Челябэнерго | |||||
| НВВНеобходимая валовая выручка по передаче электрической энергии, утвержденная в рамках тарифно-балансовых решений, в т.ч.: | 22 505 | 22 504 | 23 460 | 104,25% | Рост единых (котловых) тарифов |
| НВВНеобходимая валовая выручка собственная | 7 593 | 7 754 | 9 285 | 119,74% | Принятие на обслуживание филиала электросетевых активов прочих ТСОТерриториальная сетевая организация |
| Услуги ПАОПубличное акционерное общество «ФСК ЕЭCФедеральная сетевая компания Единой энергетической системы» | 5 321 | 5 358 | 4 542 | 84,77% | Снижение величины заявленной мощности услуг ЕНЭСЕдиная национальная электрическая сеть |
| Расходы на покупку потерь электрической энергии | 3 604 | 4 693 | 5 055 | 107,71% | Рост цены покупки потерь электрической энергии и рост нормативных потерь |
| Затраты на услуги ТСОТерриториальная сетевая организация (в соответствии с действующей договорной схемой) | 5 987 | 4 699 | 4 578 | 97,42% | Принятие на обслуживание филиала электросетевых активов прочих ТСОТерриториальная сетевая организация |
| 2019 г. | 2020 г. | 2021 г. | 2021/2020, % | Пояснения по изменению 2021/2020 | |
| Пермэнерго | |||||
| НВВНеобходимая валовая выручка по передаче электрической энергии, утвержденная в рамках тарифно-балансовых решений, в т.ч.: | 20 813 | 21 861 | 22 738 | 104,01% | Рост единых (котловых) тарифов |
| НВВНеобходимая валовая выручка собственная | 9 668 | 10 351 | 10 544 | 101,86% | |
| Услуги ПАОПубличное акционерное общество «ФСК ЕЭCФедеральная сетевая компания Единой энергетической системы» | 3 266 | 3 354 | 3 376 | 100,66% | Рост тарифов ЕНЭСЕдиная национальная электрическая сеть |
| Расходы на покупку потерь электрической энергии | 4 796 | 4 943 | 5 164 | 104,47% | Рост цены покупки потерь электрической энергии |
| Затраты на услуги ТСОТерриториальная сетевая организация (в соответствии с действующей договорной схемой) | 3 083 | 3 213 | 3 654 | 113,73% | Рост индивидуальных тарифов сетевых организаций региона |
| Свердловэнерго | |||||
| НВВНеобходимая валовая выручка по передаче электрической энергии, утвержденная в рамках тарифно-балансовых решений, в т.ч.: | 36 386 | 37 852 | 39 332 | 103,91% | Рост единых (котловых) тарифов |
| НВВНеобходимая валовая выручка собственная | 10 413 | 11 351 | 11 868 | 104,55% | |
| Услуги ПАОПубличное акционерное общество «ФСК ЕЭCФедеральная сетевая компания Единой энергетической системы» | 7 983 | 7 894 | 7 833 | 99,23% | Снижение величины заявленной мощности услуг ЕНЭСЕдиная национальная электрическая сеть |
| Расходы на покупку потерь электрической энергии | 4 390 | 4 915 | 5 214 | 106,08% | Рост цены покупки потерь электрической энергии |
| Затраты на услуги ТСОТерриториальная сетевая организация (в соответствии с действующей договорной схемой) | 13 600 | 13 692 | 14 417 | 105,30% | Рост индивидуальных тарифов сетевых организаций региона |
| Челябэнерго | |||||
| НВВНеобходимая валовая выручка по передаче электрической энергии, утвержденная в рамках тарифно-балансовых решений, в т.ч.: | 22 505 | 22 504 | 23 460 | 104,25% | Рост единых (котловых) тарифов |
| НВВНеобходимая валовая выручка собственная | 7 593 | 7 754 | 9 285 | 119,74% | Принятие на обслуживание филиала электросетевых активов прочих ТСОТерриториальная сетевая организация |
| Услуги ПАОПубличное акционерное общество «ФСК ЕЭCФедеральная сетевая компания Единой энергетической системы» | 5 321 | 5 358 | 4 542 | 84,77% | Снижение величины заявленной мощности услуг ЕНЭСЕдиная национальная электрическая сеть |
| Расходы на покупку потерь электрической энергии | 3 604 | 4 693 | 5 055 | 107,71% | Рост цены покупки потерь электрической энергии и рост нормативных потерь |
| Затраты на услуги ТСОТерриториальная сетевая организация (в соответствии с действующей договорной схемой) | 5 987 | 4 699 | 4 578 | 97,42% | Принятие на обслуживание филиала электросетевых активов прочих ТСОТерриториальная сетевая организация |
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
|
|
2019 г. | 2020 г. | 2021 г. |
| Пермэнерго | 1,356 | 1,425 | 1,482 |
| Свердловэнерго | 1,238 | 1,357 | 1,402 |
| Челябэнерго | 1,473 | 1,463 | 1,516 |
| Итого по ОАООткрытое акционерное общество «МРСК Урала» | 1,351 | 1,402 | 1,453 |
| Рост, % | 3,6% | 3,8% | 3,6% |
Примечание: информация указана в соответствии с тарифной моделью на 2019-2021 гг., учтенной органами регулирования при установлении тарифов на услуги по передаче электрической энергии на 2019-2021 гг.
Плата за технологическое присоединение
В соответствии с Методическими указаниями по определению размера платы за технологическое присоединение к электрическим сетям[25]на 2021 г. для филиалов ОАООткрытое акционерное общество «МРСК Урала» регулирующими органами Пермского края, Свердловской и Челябинской областей утверждены стандартизированные тарифные ставки (согласно главе II Методических указаний), ставки за единицу максимальной мощности (согласно главе III Методических указаний), 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.
Указанные ставки платы за технологическое на 2021 г. были утверждены решениями регулирующих органов субъектов Российской Федерации[26-28]:
В среднем, по ОАООткрытое акционерное общество «МРСК Урала» увеличение средней стоимости технологического присоединения заявителей за единицу максимальной мощности в 2021 г. относительно показателя 2020 г., в основном, обусловлено индексацией ставок, изменением структуры выручки от технологического присоединения в результате изменения количества договоров технологического присоединения и объемов присоединяемой максимальной мощности на одно технологическое присоединение. Снижение средней стандартизированной ставки на выполнение организационно технических мероприятий связано со снижением соответствующих стандартизированных тарифных ставок С1 по Пермскому краю и Свердловской области.
В течение 2021 г. было принято 3 решения о присоединении к электрическим сетям ОАООткрытое акционерное общество «МРСК Урала» по индивидуальному проекту:
- СНТсадовое некоммерческое товарищество «Трубопрокатчик 1» на сумму 652,3 тысТысяч. руб. без НДСНалог на добавленную стоимость, присоединяемая мощность 250 кВт (Челябинская область);
- ПАОПубличное акционерное общество «Т Плюс» на сумму 880,7 тысТысяч. руб. без НДСНалог на добавленную стоимость, присоединяемая мощность 29 900 кВт (Пермский край);
- ООООбщество с ограниченной ответственностью «Энергосервис Звездного» на сумму 801,5 тысТысяч. руб. без НДСНалог на добавленную стоимость, присоединяемая мощность 2 326 кВт (Пермский край).
| Ед.изм. | 2019 г. | 2020 г. | 2021 г. | 2021/2020, % | |
| НВВНеобходимая валовая выручка по передаче электрической энергии, утвержденная в рамках тарифно-балансовых решений, в том числе: | млнМиллион руб. | 79 704 | 82 217 | 85 530 | 104,03% |
| НВВНеобходимая валовая выручка собственная | млнМиллион руб. | 27 674 | 29 456 | 31 697 | 107,61% |
| Услуги ПАОПубличное акционерное общество «ФСК ЕЭCФедеральная сетевая компания Единой энергетической системы» | млнМиллион руб. | 16 570 | 16 606 | 15 751 | 94,85% |
| Расходы на покупку потерь электрической энергии | млнМиллион руб. | 12 790 | 14 551 | 15 433 | 106,06% |
| Затраты на услуги ТСОТерриториальная сетевая организация (в соответствии с действующей договорной схемой) | млнМиллион руб. | 22 670 | 21 604 | 22 649 | 104,84% |
| Котловой полезный отпуск электрической энергии | млнМиллион кВт*чКиловатт · час | 58 986 | 58 632 | 58 868 | 100,40% |
| Средний тариф на услуги по передаче электрической энергии в разрезе филиалов | руб. / кВт*чКиловатт · час | 1,351 | 1,402 | 1,453 | 103,61% |
| Средняя ставка платы за ТПТехнологическое присоединение на единицу мощности* | руб. / кВт | 3 446 | 3 061 | 3 258 | 6,4% |
| Средняя ставка платы на ТПТехнологическое присоединение некапитального характера (С1)** | руб. за одно присоединение | 17 606 | 18 040 | 16 846 | -6,6% |
| Ед.изм. | 2019 г. | 2020 г. | 2021 г. | 2021/2020, % | |
| НВВНеобходимая валовая выручка по передаче электрической энергии, утвержденная в рамках тарифно-балансовых решений, в том числе: | млнМиллион руб. | 79 704 | 82 217 | 85 530 | 104,03% |
| НВВНеобходимая валовая выручка собственная | млнМиллион руб. | 27 674 | 29 456 | 31 697 | 107,61% |
| Услуги ПАОПубличное акционерное общество «ФСК ЕЭCФедеральная сетевая компания Единой энергетической системы» | млнМиллион руб. | 16 570 | 16 606 | 15 751 | 94,85% |
| Расходы на покупку потерь электрической энергии | млнМиллион руб. | 12 790 | 14 551 | 15 433 | 106,06% |
| Затраты на услуги ТСОТерриториальная сетевая организация (в соответствии с действующей договорной схемой) | млнМиллион руб. | 22 670 | 21 604 | 22 649 | 104,84% |
| Котловой полезный отпуск электрической энергии | млнМиллион кВт*чКиловатт · час | 58 986 | 58 632 | 58 868 | 100,40% |
| Средний тариф на услуги по передаче электрической энергии в разрезе филиалов | руб. / кВт*чКиловатт · час | 1,351 | 1,402 | 1,453 | 103,61% |
| Средняя ставка платы за ТПТехнологическое присоединение на единицу мощности* | руб. / кВт | 3 446 | 3 061 | 3 258 | 6,4% |
| Средняя ставка платы на ТПТехнологическое присоединение некапитального характера (С1)** | руб. за одно присоединение | 17 606 | 18 040 | 16 846 | -6,6% |