32
При применении метода экономически обоснованных расходов (затрат)
тарифы рассчитываются на основе размера необходимой валовой выручки,
достаточной АО «СО ЕЭС» для осуществления регулируемой деятельности, и
расчетного объема услуг на период регулирования. Включение расходов в
необходимую валовую выручку, определение объема услуг и расчет тарифа
производится в соответствии с методическими указаниями по расчету цен
(тарифов) и предельных (минимальных и (или) максимальных) уровней цен
(тарифов) на услуги по оперативно-диспетчерскому управлению в
электроэнергетике, утвержденными уполномоченным федеральным органом
исполнительной власти – Федеральной антимонопольной службой.
В расчеты необходимой валовой выручки, направляемые в
регулирующий орган в составе заявлений об открытии дел об установлении
тарифов на услуги по оперативно-диспетчерскому управлению в
электроэнергетике (тарифная заявка), включаются расходы, планируемые к
осуществлению в регулируемый период, в том числе:
расходы, связанные с производством и реализацией услуг (сырье и
материалы, покупная энергия, амортизация, оплата работ и услуг сторонних
организаций, оплата труда и отчисления на социальные нужды, страхование,
командировки, научные исследования и разработки и прочее);
внереализационные расходы;
расходы, осуществляемые из прибыли до распределения, в том
числе выплаты сотрудникам АО «СО ЕЭС», членам Совета директоров АО
«СО ЕЭС», членам ревизионной комиссии;
расходы, осуществляемые за счет чистой прибыли, в том числе на
финансирование инвестиционных расходов, выплату дивидендов и прочее.
Необходимость и целесообразность приобретения товаров, работ, услуг,
их стоимость, состав и размер иных расходов подтверждаются прилагаемыми к
тарифной заявке обосновывающими документами и расчетами по каждой
закупке, виду расходов и выплат. Расходы на инвестиции включаются в
тарифную заявку на основании инвестиционной программы, утверждаемой
33
Министерством энергетики Российской Федерации по согласованию с
федеральными органами исполнительной власти, определенными в
соответствии с Правилами утверждения инвестиционных программ субъектов
электроэнергетики, утвержденными постановлением Правительства
Российской Федерации от 01.12.2009 № 977.
Заявленные операционные, инвестиционные и прочие плановые расходы
оцениваются регулирующим органом, а также привлекаемыми им
независимыми экспертными организациями, на предмет их производственной
необходимости и целесообразности, экономической обоснованности и
эффективности, направленности на обеспечение надежности
функционирования ЕЭС России. Оценка экономической обоснованности
производится в соответствии с законодательством Российской Федерации в
сфере налогообложения, бухгалтерского учета, Основами ценообразования в
области регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике, утвержденными
Постановлением Правительства Российской Федерации от 29.12.2011 № 1178.
Производственная необходимость определяется в первую очередь
соответствием нормативным правовым актам Российской Федерации,
стандартам и иным требованиям, устанавливающим функции, задачи, порядок
осуществления АО «СО ЕЭС» деятельности по оперативно-диспетчерскому
управлению в электроэнергетике. Экспертиза оценивает также достоверность
представленных данных, финансовое состояние организации, величину
прибыли, необходимую для эффективного функционирования организаций.
При установлении тарифов на услуги по оперативно-диспетчерскому
управлению в электроэнергетике ФЭК России принимает меры, направленные
на исключение из расчетов экономически необоснованных расходов, а также
учитывает неиспользованные средства и понесенные экономически
обоснованные расходы, не учтенные при установлении тарифов, за
предшествующий период регулирования (в том числе средства экономии от
проведения мероприятий по снижению затрат), суммы дополнительных
34
доходов или недополученных доходов по результатам предшествующего
периода в последующие периоды тарифного регулирования.
При утверждении тарифов на услуги по оперативно-диспетчерскому
управлению в электроэнергетике Федеральная Энергетическая Комиссия
Российской Федерации принимает во внимание задачи, поставленные
Правительством Российской Федерации по ограничению роста тарифа,
снижению расходов естественных монополий, повышению эффективности
производственно-хозяйственной и инвестиционной деятельности
государственных компаний.
Расходы АО «СО ЕЭС», в том числе на финансирование инвестиционных
расходов, включенные в необходимую валовую выручку, принятые для расчета
тарифа, утверждаемого приказом регулирующего органа на регулируемый
период, признаются экономически обоснованными, обусловленными
производственной необходимостью, соответствующими требованиям
нормативных правовых актов Российской Федерации.
В соответствии с распорядительными документами Федерального органа
исполнительной власти– Федеральной антимонопольной службы, на 2019 год
утверждены следующие тарифы на оказание услуги по оперативно-
диспетчерскому управлению в электроэнергетике[4]:
а) в части управления режимами в размере:
– с 01.01.2019 по 30.06.2019 – 9343,588 руб./МВт*мес.;
– с 01.07.2019 по 31.12.2019 – 9711,324 руб./МВт*мес.
б) в части обеспечения надежности предельный максимальный уровень
цен в размере:
– с 01.01.2019 по 30.06.2019 – 1,363 руб./МВт*ч.;
– с 01.07.2019 по 31.12.2019 – 1,417 руб./МВт*ч.
В 2018 году тарифы на услуги по оперативно-диспетчерскому
управлению в электроэнергетике составляли[2]:
а) в части управления режимами в размере:
– с 01.01.2018 по 30.06.2018 – 8984,2149 руб./МВт*мес.;
35
– с 01.07.2018 по 31.12.2018 – 9343,588 руб./МВт*мес.
б) в части обеспечения надежности предельный максимальный уровень
цен в размере с 01.01.2018 по 31.12.2018 – 1,363 руб./МВт*ч.
В 2017 году тарифы на услуги по оперативно-диспетчерскому
управлению в электроэнергетике составляли[3]:
а) в части управления режимами в размере с 01.01.2017 по 31.12.2017 –
8984,219 руб./МВт*мес.
б) в части обеспечения надежности предельный максимальный уровень
цен в размере с 01.01.2017 по 31.12.2017 – 1,637 руб./МВт*ч.
Динамика финансово-экономических показателей деятельности АО «СО
ЕЭС» приведена в таблице 1.
Таблица 1
Динамика финансово-экономических показателей деятельности
АО «СО ЕЭС» за 2016-2018 гг.
Показатели, тыс. руб
Годы
Колич.
изм-ние,
тыс.руб.
Относит.
изм-ние,
%
2018
2017
2016
Выручка
26265136
25824003
25484764
780372
3,06%
Выручка от продажи
услуг по
оперативно-
диспетчерскому
управлению в части
управления
технологическими
режимами
25035992
24355379
24036343
999649
4,16%
Выручка от продажи
услуг по
оперативно-
диспетчерскому
управлению в части
обеспечения
надежности
1224001
1463441
1443640
-219639
-15,21
Прибыль от продаж
786487
927899
1502422
-715935
-47,65
Чистая прибыль
432764
753186
1162857
-730093
-62,78
Внеоборотные
активы
34258629
32456538
32230820
2027809
6,29
Оборотные активы
3490264
5038576
4971060
-1480796
-29,79
Всего активов
37748893
37495114
37201880
547013
1,47
Капитал и резервы
34495862
34607237
34437551
58311
0,17
Долгосрочные
обязательства
98048
113237
116728
-18680
-16,00
Дебиторская
задолженность
585504
642724
702042
-116538
-16,60
36
Продолжение таблицы 1
Кредиторская
задолженность
2692191
2323044
2206371
485820
22,02
Заемные
долгосрочные и
краткосрочные
обязательства
0
0
0
0
0
Увеличение выручки от реализации услуг по оперативно-диспетчерскому
управления в части управления технологическими режимами в 2018 году по
сравнению с 2016 на 4,16% вызвано, в основном, увеличением тарифов на
услуги по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике в части
управления технологическими режимами работы объектов электроэнергетики и
энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии,
обеспечения функционирования технологической инфраструктуры оптового и
розничных рынков электрической энергии, оказываемых АО «СО ЕЭС»
Уменьшение выручки от реализации услуг по оперативно-
диспетчерскому управлению в части обеспечения надежности в 2018 году по
сравнению с 2016на 15,21%связано с уменьшением размера тарифа в 20108
году по сравнению с 2016 годом.
Увеличение кредиторской задолженности в 2018 году по сравнению с
2016 на 22,02 вызвано увеличением задолженности перед поставщиками и
подрядчиками в связи с увеличением срока оплаты товаров (работ, услуг),
перед персоналом по оплате труда, перед бюджетом.
На балансе АО «СО ЕЭС» за весь анализируемый период не числится
заемных долгосрочных и краткосрочных обязательств.
Основными факторами уменьшения чистой прибыли в 2018 году по
сравнению с 2016 на 62,78% являются рост себестоимости предоставляемых
проданных услуг, рост изменений по отложенным налоговым обязательствам и
рост прочих расходов на приобретение, создание, модернизацию,
реконструкцию и подготовку к использованию внеоборотных активов.
По результатам анализа можно дать положительную оценку балансу АО
«СО ЕЭС», а также то, что компания обладает достаточными активами для
покрытия своих обязательств.
37
2.3 Анализ использования цифровых технологий в
Обществе АО «СО ЕЭС»
В настоящее время в АО «СО ЕЭС» активно используются различные
цифровые технологии. Рассмотрим их применение по областям.
В области управления электроэнергетическим режимом ЕЭС России в
реальном времени реализованы следующие технологии:
технология, обеспечивающая поддержку диспетчерского персонала
при принятии решений в реальном времени;
автоматизированное дистанционное (теле-)управление ЛЭП и
оборудованием объектов электроэнергетики из ДЦ.
Технология, обеспечивающая поддержку диспетчерского персонала при
принятии решений в реальном времени в АО «СО ЕЭС» представлена системой
мониторинга перетоков активной мощности в контролируемых сечениях,
реализованной на базе EMS-приложения КПОС-2
Автоматизированное дистанционное (теле-)управление ЛЭП и
оборудованием объектов электроэнергетики из ДЦАО «СО ЕЭС» реализовано в
виде нескольких самостоятельных проектов. Совместно с ПАО «Россети» и
ПАО «ФСК ЕЭС» успешно проведен первый этап реализации пилотных
проектов по дистанционному (теле-) управлению оборудованием подстанций
ПАО «ФСК ЕЭС» в операционных зонах Филиала АО «СО ЕЭС» ОДУ Северо-
Запада (ПС 330 кВ Василеостровская, ПС 330 кВ Завод Ильич, ПС 220 кВ
Проспект Испытателей) и Филиала АО «СО ЕЭС» ОДУ Юга (ПС 220 кВ
Поселковая, ПС 220 кВ Псоу, распределительная ПС 220 кВ Черноморская) со
следующими схемами распределения функций дистанционного (теле-
)управления оборудованием подстанций:
–в операционной зоне Филиала АО «СО ЕЭС» ОДУ Северо-Запада
дистанционное (теле-) управление всеми выключателями 220 кВ
осуществлялось из Филиала АО «СО ЕЭС» Ленинградское РДУ,
дистанционное (теле-) управление всеми выключателями 330 кВ
осуществлялось из Филиала АО «СО ЕЭС» ОДУ Северо-Запада, дистанционное
38
(теле-) управление остальными коммутационными аппаратами, операции во
вторичных цепях осуществлялось из ЦУС Ленинградского ПМЭС и
автоматизированного рабочего места оперативного персонала подстанций;
–в операционной зоне Филиала АО «СО ЕЭС» ОДУ Юга
дистанционное (теле-) управление всеми выключателями 220 кВ
осуществлялось из Филиала АО «СО ЕЭС» Кубанское РДУ, дистанционное
(теле-) управление остальными коммутационными аппаратами – из
автоматизированного рабочего места оперативного персонала подстанций.
В объеме первого этапа выполнено опробование управления
выключателями посредством команд телеуправления из ДЦ и ЦУС, проверено
функционирование оперативных логических блокировок для защиты
технологического оборудования, внесены соответствующие изменения в
инструктивные документы с последующим переходом на дистанционное (теле-
)управление выключателями 220 – 330 кВ перечисленных подстанций из ДЦ и
ЦУС.
Совместно с ОАО «Сетевая компания» (Республика Татарстан) внедрено
телеуправление коммутационными аппаратами на ПС 500кВ Щелоков и ПС 220
кВ Центральная из ДЦ ОДУ Средней Волги, РДУ Татарстана и ЦУС ОАО
«Сетевая компания».
Приобретенный АО «СО ЕЭС» опыт по итогам проделанной работы в
части внедрения функций дистанционного (теле-) управления оборудованием
подстанций показал несовершенство действующей на сегодняшний день
нормативно-технической документации в электроэнергетическом комплексе, а
также необходимость распространения функций дистанционного (теле-
)управления на устройства РЗА в целях оптимизации процесса автоматизации
оперативно-диспетчерского и оперативно-технологического управления. Кроме
того, совместно с ПАО «ФСК ЕЭС» принято решение о развитии пилотных
проектов по дистанционному (теле-) управлению функциями устройств РЗА.
39
В области совершенствования обмена технологической информацией с
субъектами электроэнергетики также внедряются современные цифровые
технологии.
Требования к обмену технологической информацией генерирующих и
электросетевых объектов и ЦУС сетевых компаний с ДЦ АО «СО ЕЭС» в
настоящее время формализованы в виде технических требований к объемам,
качеству и протоколам передачи информации, а также к функционированию
следующих систем:
систем телефонной связи для ведения оперативных переговоров
диспетчерского и оперативного персонала;
объектовых ССПИ о технологическом режиме работы и
эксплуатационном состоянии ЛЭП, оборудования и устройств;
систем обмена информацией о составе и параметрах
генерирующего оборудования в рамках задач недельного, суточного и
оперативного планирования и доведения плановых графиков (MODES-
Terminal);
централизованных систем режимной и противоаварийной
автоматики;
объектовых систем регистрации аварийных процессов и событий, в
том числе систем мониторинга переходных режимов на базе векторных
измерений.
В настоящее время телеметрическая информация с объектов
электроэнергетики собирается в ДЦ АО «СО ЕЭС» по 7567 каналам связи. В
61% случаев информация принимается по IP-протоколам, в 27% – по протоколу
МЭК 60870-5-101, в 11% – по устаревшим унаследованным протоколам.
В АО «СО ЕЭС» начата отработка технологии телеуправления нагрузкой
генерирующего оборудования электростанций: проведены испытания передачи
диспетчерских команд и плановых диспетчерских графиков по каналам
автоматического регулирования частоты и мощности на Волжскую ГЭС и
Угличскую ГЭС.
40
Внедрена первая очередь централизованной системы сбора информации
об аварийных событиях с объектов, оснащенных цифровыми устройствами
регистрации аварийных событий, предусматривающая сбор информации с трех
тепловых и трехатомных электростанций.
В области развития систем автоматизированного диспетчерского
управления цифровые технологии применяются в направлении расширения
единой информационной модели для управления электроэнергетическим
режимом ЕЭС России. На текущий момент в АО «СО ЕЭС» завершено
создание Трехуровневой автоматизированной системы на базе стандарта МЭК
61970 и 61968 (CIM) – один из ключевых процессов устранения
информационной энтропии в области технологической автоматизации.
Особое внимание уделяется развитию телекоммуникаций.
При сохранении использования TDM технологии в межфилиальном
обмене отдается приоритет развитию технологии коммутации пакетов, в том
числе, и на высоконадежных каналах TDM. Использование IP-протоколов в
разных технологических организованных сегментах телекоммуникационной
инфраструктуры позволяет объединить гибкость пакетных сетей с высокой
стабильностью и надёжностью TDM систем.
В части диспетчерской телефонной связи, IP-телефонии,
видеоконференцсвязи предпочтение отдается IP-решениям. Внедрение
передовых технологий унифицированных коммуникаций позволяет повысить
эффективность взаимодействия сотрудников АО «СО ЕЭС» и оптимизировать
затраты за счет коллективной работы в дистанционном режиме.
Внедряются Системы регистрации диспетчерских переговоров,
основанные на принципе селективной записи, обеспечивающие получение
голосового трафика с АТС на данные системы в протоколе TCP/IP.
В части оборудования последней мили и гибкого мультиплексирования в
связи с активным переходом производителей оборудования и операторов связи
на использование пакетных протоколов и интерфейсов, используется гибридное
41
оборудование, поддерживающее технологии SDH/PDH/Ethernet и позволяющее
легко интегрироваться, как в сети TDM так ив IP-сети.
В связи с ростом объема телеинформации, включая внедрение функций
телеуправления оборудованием подстанций, обеспечивающих повышение
наблюдаемости и управляемости электроэнергетического режима в
энергосистемах, внедрением устройств синхронизированных векторных
измерений для системы мониторинга переходных электромеханических
режимов в энергосистемах и интеграцией диспетчерско-технологической
телефонии в пакетные сети передачи данных возрастают требования к
пропускной способности каналов пакетной передачи данных и времени
доставки информации. Каналы пакетной передачи данных ДЦ- объект
электроэнергетики должны обеспечивать различные приоритеты
(очереди)доставки различных данных: режим реального времени (голос,
данные online системы мониторинга переходных режимов), режим псевдо-
реального времени (критичный к задержкам трафик телеинформации),
обычный (некритичный к задержкам файловый обменне оперативной
информацией).
Каналы для организации пакетного информационного обмена на базе IP-
протоколов на направлениях «диспетчерский центр – объекты
электроэнергетики» могут быть реализованы, как на технологии IPoTDM, на
цифровых каналах пропускной способностью nx64кбит/с цифрового потока
Е1,так и по отдельным каналам сети Ethernet, или объединенным в виртуальные
частные сети (VPN) уровней L2, L3.
Развитие цифровых технологий является неотъемлемой частью
инновационного развития АО «СО ЕЭС», которое осуществляется в
соответствии с Программой инновационного развития АО «СО ЕЭС» на 2017–
2021 годы и на перспективу до 2025 года.
Инвестиционная программа АО «СО ЕЭС» носит целевой характер и
направлена на реализацию проектов, способствующих повышению надежности
функционирования системы оперативно-диспетчерского управления ЕЭС