Годовой отчет 2013

Тарифная политика

Деятельность МРСК Центра по передаче электроэнергии и технологическому присоединению новых потребителей к электрическим сетям регулируется государством путем установления соответствующих тарифов органами исполнительной власти в области государственного регулирования тарифов.

Федеральная служба по тарифам (далее – ФСТ): устанавливает предельные минимальные и (или) максимальные уровни тарифов на услуги по передаче электрической энергии для территориальных сетевых организаций и тарифы на услуги по передаче электрической энергии для единой национальной электрической сети (услуги ОАО «ФСК ЕЭС»).

Органы исполнительной власти субъектов Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов (далее – РЭК): в рамках предельных уровней тарифов устанавливают тарифы на услуги по передаче электрической энергии по сетям на территории соответствующего субъекта. К компетенции РЭК относится также установление платы за технологическое присоединение к распределительным электрическим сетям и установление сбытовых надбавок гарантирующих поставщиков (далее – ГП).

Тарифы на услуги по передаче электроэнергии

До 2009 г. при регулировании тарифов для всех сетевых организаций применялся метод экономически обоснованных расходов («затраты плюс»). Начиная с 2009 г., в МРСК Центра внедрялся новый метод тарифообразования RAB – метод доходности на инвестированный капитал.

С 1 января 2011 г. государственное регулирование тарифов на услуги по передаче электрической энергии для территориальных сетевых компаний осуществляется только в форме установления долгосрочных тарифов на основе долгосрочных параметров регулирования деятельности таких организаций.

В 2013 г. тарифы на услуги по передаче электроэнергии в филиалах МРСК Центра устанавливались с применением двух методов:

  • метода доходности инвестированного капитала (RAB – регулирование);
  • метода долгосрочной индексации необходимой валовой выручки.
RAB – регулирование
(8 филиалов)
С 01.01.2009
  • Белгородэнерго
С 01.01.2010
  • Курскэнерго
  • Ярэнерго
  С 01.11.2010
  • Орелэнерго
  С 01.01.2011
  • Воронежэнерго
  • Костромаэнерго
  • Смоленскэнерго
  • Тамбовэнерго
Метод долгосрочной
индексации необходимой
валовой выручки (3 филиала и 1 ДЗО)
  • Брянскэнерго
  • Липецкэнерго
  • Тверьэнерго
  • ОАО «Яргорэлектросеть»

Сведения о применяемых МРСК Центра методах установления тарифов на услуги по передаче электроэнергии:

Методы установления тарифов в МРСК Центра Метод доходности на инвестированный капитал
(RAB регулирование)
Метод долгосрочной индексации необходимой валовой выручки
Необходимая валовая выручка (НВВ) устанавливается в соответствии с: Методическими указаниями, утвержденными Приказом ФСТ России от 30.03.2012 № 228–э Методическими указаниями, утвержденными Приказом ФСТ России от 17.02.2012 № 98–э
В состав НВВ включаются:
  • Расходы, связанные с производством и реализацией продукции (услуг) по регулируемому виду деятельности (подконтрольные и неподконтрольные).
  • Средства на возврат акционерного и заемного капитала.
  • Доход на инвестированный капитал.
  • Сглаживание.
  • Корректировка НВВ
  • Подконтрольные расходы (OPEX), в том числе дивиденды, расходы по коллективным договорам и другие расходы из прибыли.
  • Неподконтрольные расходы, которые включают в себя амортизацию, расходы на возврат и обслуживание заемных средств, капитальные вложения из прибыли.
  • Корректировка НВВ
Долгосрочные параметры регулирования для расчета НВВ:
  • Базовый уровень операционных расходов.
  • Индекс эффективности операционных расходов.
  • Размер инвестированного капитала.
  • Чистый оборотный капитал.
  • Норма доходности инвестированного капитала.
  • Срок возврата инвестированного капитала.
  • Коэффициент эластичности подконтрольных расходов по количеству активов.
  • Норматив технологического расхода (потерь), утверждаемый Министерством энергетики Российской Федерации.
  • Уровень надежности и качества реализуемых товаров (услуг)
  • Базовый уровень подконтрольных расходов.
  • Индекс эффективности подконтрольных расходов.
  • Коэффициент эластичности подконтрольных расходов по количеству активов.
  • Величина технологического расхода (потерь) электрической энергии.
  • Уровень надежности и качества реализуемых товаров (услуг)

Метод на основе RAB – регулирования обеспечивает возврат вложенных в активы Компании средств за установленный период и получении нормированного дохода. Норма доходности на «новый капитал» определяется ФСТ, норма доходности на «старый капитал» – РЭК. Нормы доходности должны соответствовать уровню рисков вложений в сетевой бизнес и обеспечивать инвестиционную привлекательность.

События 2013 г.:

В 2013 г. регулирующие органы по решению Правительства РФ7 пересмотрели долгосрочные параметры регулирования деятельности тех территориальных сетевых компаний, для которых применяется метод долгосрочной индексации НВВ и размер выручки от оказания услуг по передаче электрической энергии которых составляет не менее 500 млн руб.

Данные изменения коснулись филиалов МРСК Центра Липецкэнерго и Тверьэнерго. По итогам пересмотра расчетный OPEX 2014 г. утвержден без существенных изменений относительно уровня OPEX 2013 г. Незначительное снижение базового уровня OPEX обусловлено изменением индекса инфляции и количества фактических условных единиц оборудования относительно ранее учтенных в расчетах.

Средний тариф на услуги по передаче электроэнергии для ОАО «МРСК Центра» в 2013 г. составил 141,52 коп. за кВт*ч, что на 10,2 % выше уровня 2012 г.

Средневзвешенные «котловые» тарифы на услуги по передаче электроэнергии в 2009-2013 гг., коп./кВт*ч:

  2009 2010 2011 2012 2013
Средний тариф на услуги по передаче электроэнергии 91,55 111,23 126,55 128,37 141,52
Прирост, % 22,1 % 21,5 % 13,8 % 1,4 % 10,2 %

Средний тариф на оказание услуг по передаче электрической энергии рассчитывается как отношение плановой необходимой валовой выручки (далее – НВВ) по передаче электроэнергии к плановому полезному отпуску электроэнергии. Под плановыми величинами понимаются значения, утвержденные органами исполнительной власти в области регулирования тарифов субъектов РФ.

Согласно сценарным условиям социально-экономического развития Российской Федерации, одобренным Правительством, в 2013 г. была предусмотрена индексация тарифов для сетевых организаций на уровне 10 %, начиная с 01.07.2013.

Однако по МРСК Центра прирост несколько больше 10,2 %.

Более подробная информация о средних тарифах на услуги по передаче электроэнергии в разрезе филиалов МРСК Центра в 2009-2013 гг. представлена в Приложении № 2 к годовому отчету.

Превышение прироста тарифов сверх сценарных условий по ряду филиалов обусловлено:

ВОРОНЕЖЭНЕРГО15,5 %Прирост среднего тарифаУтверждением РЭК тарифов на услуги по передаче электрической энергии сверх установленных ФСТ максимальных предельных уровней за счет инвестиционной программы.
СМОЛЕНСКЭНЕРГО11,7 %Прирост среднего тарифаПересмотром тарифно-балансовых решений в соответствии с Постановлением Правительства от 08.05.2013 № 403 «О внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации по вопросам функционирования территориальных сетевых организаций», как уже описывалось ранее. С 01.09.2013 на территории Смоленской области были пересмотрены единые котловые тарифы на услуги по передаче электрической энергии для прочих потребителей с увеличением на 2,58 %.
ТАМБОВЭНЕРГО13,9 %Прирост среднего тарифаПересмотром НВВ филиала в связи с включением в нее «выпадающих доходов» по итогам разногласий с Управлением по регулированию тарифов Тамбовской области, в результате чего был обеспечен дополнительный прирост тарифов на услуги по передаче электрической энергии Тамбовской области с 10.08.2013 на 5 %.

Необходимая валовая выручка МРСК Центра

По итогам тарифного регулирования «котловая» НВВ Компании в 2013 г. возросла на 7,1 млрд руб. (9,9 %), собственная – на 3,9 млрд руб. (11,0 %).

ДИНАМИКА НВВ МРСК ЦЕНТРА В 2012-2013 ГГ., млрд руб.:

Более подробная информация о НВВ за услуги по передаче электроэнергии в разрезе филиалов приведена в Приложении № 2 к годовому отчету.

Наибольший прирост собственной НВВ сложился в трех вышеупомянутых филиалах, для которых тарифы превысили ограничения по сценарным условиям: Воронежэнерго – прирост собственной НВВ на 682,2 млн. руб. (21,7 %), Тамбовэнерго – прирост на 380,6 млн руб. (26,8 %), Смоленскэнерго – прирост на 466,6 млн руб. (15,1 %), а также в филиалах:

СТРУКТУРА НВВ МРСК ЦЕНТРА В 2013 Г., %:

  • Брянскэнерго – в основном за счет включения в тарифы величины корректировки НВВ, обусловленной отклонением фактических параметров расчета тарифов от утвержденных по итогам 2010 г. Итоговый прирост собственной НВВ на 409,7 млн руб. (20,6%).
  • Ярэнерго – за счет увеличения инвестиционной составляющей в связи с ростом дохода и возврата на капитал, обусловленным значительным вводом основных средств в 2012 г., а также возвратом «сглаживания» прошлых лет. Кроме того, существенный прирост условных единиц оборудования повлиял на увеличение подконтрольных расходов. Итоговый прирост собственный НВВ – 508 млн. руб. (16,8%).
  • Орелэнерго – за счет увеличения инвестиционной составляющей в условиях прироста полезного отпуска на 5 %. Прирост НВВ на 344,4 млн руб. (20,4%).

В структуре «котловой» НВВ наибольшую долю занимает НВВ на содержание филиалов МРСК Центра – 50 %, затраты на услуги ОАО «ФСК ЕЭС» составляют 21 %, услуги прочих ТСО – 16 %, затраты на покупку электроэнергии для компенсации потерь в сетях – 13 %. По сравнению с 2012 г. структура НВВ практически не изменилась.

Тарифы на услуги по технологическому присоединению

Расчет платы за услуги по технологическому присоединению к электрическим сетям осуществляется на основании одной из следующих ставок:

  • Ставок за единицу максимальной мощности (руб./кВт).
  • Стандартизированных тарифных ставок (руб./км или руб./кВт).
  • Платы для отдельных потребителей по индивидуальному проекту (объекты по производству электрической энергии максимальной мощностью не менее 8 900 кВт и на уровне напряжения не ниже 35 кВ).

При заключении договора на технологическое присоединение заявитель вправе самостоятельно выбрать способ расчета платы за технологическое присоединение. В 2013 г. около 94 % всех договоров было заключено с льготными категориями потребителей, стоимость услуг по каждому из них составляет 550 руб. в соответствии с законодательством РФ.

ЧАСТОТА ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ЗАЯВИТЕЛЯМИ РАСЧЕТА ПЛАТЫ ЗА ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ ПРИСОЕДИНЕНИЕ В 2013 Г., %:

В 2013 г. определение размера платы и ставок платы за технологическое присоединение к электрическим сетям осуществлялось в соответствии с Методическими указаниями, утвержденными приказом ФСТ России от 11 сентября 2012 г. № 209-э/1.

В соответствии с данными указаниями, ставки за единицу максимальной мощности утверждаются в ценах периода регулирования, а стандартизированные тарифные ставки – в ценах 2001 г.

Информация о средних ставках за единицу мощности в разрезе филиалов приведена в Приложении № 2 к годовому отчету.

СРЕДНЯЯ СТАВКА ЗА ЕДИНИЦУ МОЩНОСТИ8 В 2011-2013 ГГ.:

Филиал 2011 2012 2013
Средняя ставка платы за единицу мощности, руб./кВт 3 677,00 3 815,00 4 520,77
Прирост, % 4 % 18 %

В филиалах принята следующая градация ставок за единицу мощности:

  • По каждому мероприятию технологического присоединения.
  • По категориям заявителей.
  • По уровням напряжений (кроме филиала «Курскэнерго»).
  • По объемам присоединяемой мощности.

В филиале Ярэнерго, кроме перечисленного выше, принята также градация ставок по территориальным зонам.

В филиалах принята следующая градация таких ставок:

  • По уровням напряжений – Белгородэнерго, Курскэнерго.
  • По уровням напряжений и по диапазонам присоединяемой мощности – Брянскэнерго, Воронежэнерго, Липецкэнерго, Орелэнерго.
  • По уровням напряжений, по диапазонам присоединяемой мощности, по типу кабеля, по типу применяемого оборудования – Костромаэнерго, Тверьэнерго, Ярэнерго.
  • По уровням напряжений, по диапазонам присоединяемой мощности, по типу применяемого оборудования – Смоленскэнерго.
  • По уровням напряжений, по типу применяемого оборудования – Тамбовэнерго.

Плата за технологическое присоединение потребителей по индивидуальному проекту устанавливается регулятором отдельно для каждого конкретного заявителя.

СРЕДНИЕ СТАНДАРТИЗИРОВАННЫЕ ТАРИФНЫЕ СТАВКИ В 2013 Г. В РАЗРЕЗЕ ФИЛИАЛОВ9:

Вид стандарт.
тарифной ставки
Белгород Брянск Воронеж Кострома Курск Липецк Орел Смоленск Тамбов Тверь Ярославль
Ставка на покрытие расходов на технологическое присоединение – С1, руб./кВт 111,6 318,96 316,62 94,5 860,02 55,35 44,32 274 549,13 676,92 28,15
Ставка на покрытие расходов сетевой организации на строительство воздушных линий электропередачи – С2, руб./км 287 997 176 606,56 217 48,22 302 300 216 926,97 204 095 177 265,06 202 930 224 554,6 491 725,08 328 978
Ставка на покрытие расходов сетевой организации на строительство кабельных линий электропередачи – С3, руб./км 358 969 234 499,05 738 174,61 420 000 610 970,715 505 124 198 645,81 253 370 262 424,15 738 018,29 716 737
Ставка на покрытие расходов сетевой организации на строительство подстанций –
С4, руб./кВт
1 839 653,7 642,89 756,8 1 491,98 302 747,435 1 420 458,43 1 162,16 241
 Увеличить таблицу  

Сбытовые надбавки

В течение 2013 г. несколько филиалов МРСК Центра приступили к выполнению функций гарантирующего поставщика электроэнергии в связи с лишением ряда сбытовых компаний данного статуса.

Информацию о «подхвате» Компанией функций гарантирующего поставщика можно посмотреть в разделе "Операционная деятельность".

В соответствии с законодательством РФ, при смене гарантирующего поставщика в течение периода регулирования до начала следующего периода регулирования применяются сбытовые надбавки, установленные для организации, ранее осуществлявшей функции гарантирующего поставщика.

Сбытовые надбавки устанавливаются для следующих групп потребителей:

  • Население и приравненные к нему категории потребителей (далее – население).
  • Сетевые организации, покупающие электрическую энергию для компенсации потерь электрической энергии (далее – сетевые организации).
  • Прочие потребители.

Надбавки для первых двух групп потребителей устанавливаются на расчетный период регулирования в абсолютном выражении в руб./кВт*ч.

Для группы «Прочие потребители» надбавки дифференцируются по подгруппам потребителей в зависимости от величины максимальной мощности принадлежащих им энергопринимающих устройств. При расчете таких надбавок учитываются также:

  • доходность продаж в отношении конкретной подгруппы прочих потребителей,
  • коэффициент параметров деятельности гарантирующего поставщика.

СБЫТОВЫЕ НАДБАВКИ ГАРАНТИРУЮЩИХ ПОСТАВЩИКОВ, ДЕЙСТВОВАВШИЕ В 2013 Г.:

Население Сетевые организации К–т параметров деятельности Доходность продаж для прочих потребителей, %
№ п/п Регион Начало осуществления функций ГП Период руб./кВт*ч руб./кВт*ч Кменее 150 кВтот 150 до 670 кВтот 670 кВт до 10 МВтне менее 10 МВт
1 Брянская область 01.02.2013 1 пг 2013 0,10681 0,10681 0,76 15,23 13,99 9,53 5,58
2 пг 2013 0,214 0,21 0,77 15,4314,189,655,65
2 Орловская область 01.02.2013 1 пг 2013 0,08555 0,08182 0,54 14,29 13,13 8,94 5,23
2 пг 2013 0,13752 0,095485 0,66 14,1813,038,875,19
3 Курская область 01.02.2013 1 пг 2013 0,10494 0,10494 0,78 15,82 14,53 9,90 5,79
2 пг 2013 0,20988 0,54778 0,43 15,9714,679,995,85
4 Тверская область 01.05.2013 1 пг 2013 0,09262 0,09244 0,66 14,77 13,70 9,42 5,57
2 пг 2013 0,1854 0,20522 0,82 15,5114,259,705,68
5 Смоленская область 01.10.2013 1 пг 2013 0,10573 0,10573 0,65 14,51 13,33 9,08 5,31
2 пг 2013 0,21146 0,19479 0,73 14,4313,269,035.29
 Увеличить таблицу