Распоряжение службы по тарифам Астраханской области от 09.12.2015 №248 "Об установлении плановых значений показателей надежности и качества поставляемых товаров и оказываемых услуг ООО ПКФ «АСТРИМ» (ОГРН 1023000870089), осуществляющего регулируемую деятельность в сфере оказания услуг по передаче электрической энергии, на период 2016-2020 гг."

Об установлении плановых значений показателей надежности и качества поставляемых товаров и оказываемых услуг ООО ПКФ «АСТРИМ» (ОГРН 1023000870089), осуществляющего регулируемую деятельность в сфере оказания услуг по передаче электрической энергии, на период 2016-2020 гг.

Руководитель

О.Г. Зверева

			Приложение
			к распоряжению службы  по тарифам
			Астраханской области от 09.12.2015 № 248
Плановые значения показателей надежности и качества        поставляемых товаров и оказываемых услуг ООО ПКФ «АСТРИМ» (ОГРН 1023000870089), осуществляющего регулируемую деятельность в сфере оказания услуг по передаче электрической энергии, на период 2016-2020 гг.
Наименование показателя	Значение показателя
	2016 год	2017 год	2018 год	2019год	2020 год
Показатель средней продолжительности прекращений передачи электрической энергии (П_п)	0,11805	0,11628	0,11454	0,11282	0,11112
Показатель уровня качества осуществляемого технологического присоединения (П_тпр)	1	1	1	1	1
Показатель уровня качества обслуживания потребителей услуг территориальными сетевыми организациями (П_тсо)	0,8975	0,8975	0,8975	0,8975	0,8975

 

СЛУЖБА ПО ТАРИФАМ АСТРАХАНСКОЙ ОБЛАСТИ

 

УТВЕРЖДАЮ     Председатель                                                                                                                                                                                                                                           коллегии службы по тарифам                                                                                                                                                                                                                                                                Астраханской области

____________О.Г. Зверева      «09»  декабря  2015 г.

 

ПРОТОКОЛ

        

г. Астрахань

 

09.12.2015                                                                                                          № 364

 

заседания коллегии

службы по тарифам Астраханской области

 

Председатель – Зверева О.Г.

Заместитель председателя – Крапивина Т.В.

Секретарь – Камышанова Н.В.

 

Присутствовали:

Белунина Г.Г., Ермилов А.Н., Иванов И.А., Степанищева О.В., Турасова Л.А.

 

Приглашенные:

Епифанова Екатерина Андреевна – эксперт отдела контроля и регулирования тарифов (цен) в сфере электроэнергетики и газоснабжения службы по тарифам Астраханской области;

Представитель организации

 

ПОВЕСТКА ДНЯ:

1.     Рассмотрение вопроса об установлении плановых значений показателей надежности и качества поставляемых товаров и оказываемых услуг ООО ПКФ «АСТРИМ» (ОГРН 1023000870089), осуществляющего регулируемую деятельность в сфере оказания услуг по передаче электрической энергии, на период 2016-2020 гг.

Доклад эксперта отдела контроля и регулирования тарифов (цен) в сфере электроэнергетики и газоснабжения службы по тарифам Астраханской области Е.А. Епифановой.

 

1.   СЛУШАЛИ:

Камышанову Н.В.:

«В службу по тарифам Астраханской области поступило письмо ООО «ПКФ «АСТРИМ»  (регистрационный от 09.12.2015 № 5441) с просьбой рассмотреть вопрос об об установлении плановых значений показателей надежности и качества поставляемых товаров и оказываемых услуг ООО ПКФ «АСТРИМ» (ОГРН 1023000870089), осуществляющего регулируемую деятельность в сфере оказания услуг по передаче электрической энергии, на период 2016-2020 гг.без участия представителей организации».

 

ВЫСТУПИЛИ:

Зверева О.Г. – «Предлагаю рассмотреть вопрос об установлении плановых значений показателей надежности и качества поставляемых товаров и оказываемых услуг ООО ПКФ «АСТРИМ» (ОГРН 1023000870089), осуществляющего регулируемую деятельность в сфере оказания услуг по передаче электрической энергии, на период 2016-2020 гг. без участия представителей организации».

Голосовали: «За» - единогласно.

 

РЕШИЛИ:

 

Рассмотреть вопрос об установлении плановых значений показателей надежности и качества поставляемых товаров и оказываемых услуг ООО ПКФ «АСТРИМ» (ОГРН 1023000870089), осуществляющего регулируемую деятельность в сфере оказания услуг по передаче электрической энергии, на период 2016-2020 гг. без участия представителей организации.

 

СЛУШАЛИ:

Епифанову Е.А.:

Огласила пояснительную записку об установлении плановых значений показателей надежности и качества поставляемых товаров и оказываемых услуг ООО ПКФ «АСТРИМ» (ОГРН 1023000870089), осуществляющего регулируемую деятельность в сфере оказания услуг по передаче электрической энергии, на период 2016-2020 гг. и проект распоряжения службы по тарифам Астраханской «Об установлении плановых значений показателей надежности и качества поставляемых товаров и оказываемых услуг ООО ПКФ «АСТРИМ» (ОГРН 1023000870089), осуществляющего регулируемую деятельность в сфере оказания услуг по передаче электрической энергии, на период 2016-2020 гг.».

Возражений и замечаний от члена коллегии с правом совещательного голоса Иванова И.А. не поступало.

 

ВЫСТУПИЛИ:

 

Зверева О.Г.: предложила согласиться с проектом распоряжения и провести голосование по вопросу установления плановых значений показателей надежности и качества поставляемых товаров и оказываемых услуг ООО ПКФ «АСТРИМ» (ОГРН 1023000870089), осуществляющего регулируемую деятельность в сфере оказания услуг по передаче электрической энергии, на период 2016-2020 гг.

 

Голосовали: «За» - единогласно.

 

РЕШИЛИ:

1. Установить плановые значения показателей надежности и качества поставляемых товаров и оказываемых услуг ООО ПКФ «АСТРИМ» (ОГРН 1023000870089) осуществляющего регулируемую деятельность в сфере оказания услуг по передаче электрической энергии, на период 2016-2020 гг. согласно приложению к распоряжению.

2. Начальнику отдела контроля и регулирования тарифов (цен) в сфере электроэнергетики и газоснабжения службы по тарифам Астраханской области (Турасова Л.А.) в семидневный срок со дня принятия:

2.1. Разместить распоряжение на официальном сайте службы по тарифам Астраханской области в информационно-телекоммуникационной сети «Интернет» (https://astrtarif.ru).

2.2. Обеспечить включение распоряжения в справочно-правовые системы «Консультант Плюс» ЗАО «ТЕЛЕКОМ-СКИФ» и «ГАРАНТ» ООО «Астрахань-Гарант-Сервис».

2.3. Направить копию распоряжения в ООО ПКФ «АСТРИМ» (ОГРН 1023000870089), Федеральную антимонопольную службу.

3. Распоряжение вступает в силу с 1 января 2016 года.

 

 

Приложение:

Пояснительная записка об установлении плановых значений показателей надежности и качества поставляемых товаров и оказываемых услуг услуг ООО ПКФ «АСТРИМ» (ОГРН 1023000870089), осуществляющего регулируемую деятельность в сфере оказания услуг по передаче электрической энергии, на период 2016-2020 гг., с приложениями - на 21 листе в 1 экземпляре.

 

 

 

Заместитель председателя                                                             Т.В. Крапивина

 

 

Члены коллегии:                                                                                 Г.Г. Белунина

                                                                                                                                                                                                                                                                                 

                                                                                                     А.Н. Ермилов

 

                                                                                                        О.В. Степанищева

 

                                                                                                                Л.А. Турасова

 

Секретарь                                                                                     Н.В. Камышанова

СЛУЖБА ПО ТАРИФАМ АСТРАХАНСКОЙ ОБЛАСТИ

 

Экспертное заключение по расчету необходимой валовой выручки, долгосрочный параметров  и тарифов на услуги по передаче электрической энергии

ООО ПКФ «АСТРИМ» (ОГРН 1023000870089), осуществляющим на территории Астраханской области регулируемую деятельность по передаче электрической энергии на долгосрочный период регулирования 2016-2020 гг.

 

27.11.2015                                                                                              г. Астрахань

 

Под долгосрочным периодом регулирования понимается период сроком не менее 5 лет (не менее 3 лет при установлении впервые долгосрочных цен (тарифов), их предельных уровней), на который рассчитываются долгосрочные параметры регулирования. Для общества с ограниченной ответственностью производственно-коммерческой фирмы «АСТРИМ» (ОГРН 1023000870089) (далее – ООО ПКФ «Астрим»), осуществляющим регулируемую деятельность по передаче электрической энергии  и филиалом ОАО «МРСК Юга» - «Астраханьэнерго»,  первый срок долгосрочного периода составил 3 года (2013-2015 гг.). Таким образом, очередной долгосрочный период регулирования представляет собой 5 лет (с 2016 по 2020 год).

Экспертной группой при формировании долгосрочных параметров регулирования и расчете индивидуальных тарифов на услуги по передаче электрической энергии для взаиморасчетов между ООО ПКФ «Астрим» и филиалом ОАО «МРСК Юга» - «Астраханьэнерго» на долгосрочный период регулирования с 01.01.2016 по 31.12.2020 были применены требования:

- Налогового  кодекса Российской Федерации;

- Федерального закона от 26.03.2003 № 35-ФЗ «Об электроэнергетике»;

- постановления Правительства Российской Федерации от 31.12.2009         № 1220 «Об определении применяемых при установлении долгосрочных тарифов показателей надежности и качества поставляемых товаров и оказываемых услуг» (далее - Постановление Правительства РФ от 31.12.2009   № 1220);

         - постановления Правительство Российской Федерации от 31.07.2014     № 750 «О внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации по вопросам снижения величины перекрестного субсидирования в электросетевом комплексе» (далее - Постановление Правительства РФ от 31.07.2014 № 750;

 - Основ ценообразования в области регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 29.12.2011 № 1178 (далее – Основы ценообразования);

- Правил государственного регулирования (пересмотра, применения) цен (тарифов) в электроэнергетике, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 29.12.2011 № 1178 (далее - Правила);

- Стандартов раскрытия информации субъектами оптового и розничных рынков электрической энергии, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 21.01.2004 № 24 (далее – Стандарты раскрытия);

- Регламента установления цен (тарифов) и (или) их предельных уровней, предусматривающего порядок регистрации, принятия к рассмотрению и выдачи отказов в рассмотрении заявлений об установлении цен (тарифов) и (или) их предельных уровней, утвержденного приказом ФСТ России от 28.03.2013 № 313-э;

-  Методических указаний  по расчету регулируемых тарифов и цен на электрическую (тепловую) энергию на розничном (потребительском) рынке,   утвержденных приказом ФСТ России от 06.08.2004 № 20-э/2 (далее – Методические указания № 20-э/2);

- Методических указаний по расчету тарифов на услуги по передаче электрической энергии, устанавливаемых с применением метода долгосрочной индексации необходимой валовой выручки, утвержденных приказом ФСТ России от 17.02.2012 № 98-э (далее - Методические указания № 98-э);

- Методических указаний по расчету уровня надежности и качества поставляемых товаров и оказываемых услуг для организации по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью и территориальных сетевых организаций, утвержденных приказом Министерства энергетики РФ от 14.10.2013 № 718 (далее – Методические указания № 718);

- Методических указаний по расчету и применению понижающих (повышающих) коэффициентов, позволяющих обеспечить соответствие уровня тарифов, установленных для организаций, осуществляющих регулируемую деятельность, уровню надежности и качества поставляемых товаров и оказываемых услуг, утвержденных приказом ФСТ России от 26.10.2010 № 254-э/1 (далее - Методические указания № 254-э/1);

- Прогноза социально-экономического развития Российской Федерации на 2015 год и на плановый период 2016 и 2016 годов (одобренный Правительством Российской Федерации по состоянию на 26.09.2014) (далее - Прогноз).

  В соответствии с п. 4 ст. 23 Федерального закона от 26.03.2003 № 35-ФЗ «Об электроэнергетике», государственное регулирование цен (тарифов) на услуги по передаче электрической энергии, оказываемые иными территориальными сетевыми организациями с 1 января 2012 года, осуществляется только в форме установления долгосрочных тарифов на основе долгосрочных параметров регулирования деятельности таких организаций, в том числе с применением метода доходности инвестированного капитала. Такие организации обязаны обеспечить достижение показателей надежности и качества поставляемых товаров, оказываемых услуг, определенных в порядке, установленном Правительством Российской Федерации или уполномоченным им федеральным органом исполнительной власти.

  Долгосрочные параметры регулирования при установлении тарифов на услуги по передаче электрической энергии с применением метода долгосрочной индексации необходимой валовой выручки, определены п. 38 Основ ценообразования.

         В отношении ООО ПКФ «Астрим»  экспертной группой выполняется расчет индивидуальных тарифов на услуги по передаче электрической энергии, которые ООО ПКФ «Астрим» оказывает филиалу ОАО «МРСК Юга» - «Астраханьэнерго».

         На 2016 год тарифы на услуги по передаче электрической энергии для ООО ПКФ «Астрим» сформированы исходя из требований п. 11.1 Основ ценообразования, согласно которым «Тарифы взаиморасчетов между 2 сетевыми организациями, с учетом стоимости нормативных технологических потерь электрической энергии в электрических сетях в первом полугодии очередного годового периода регулирования могут отличаться от соответствующих цен (тарифов) и их предельных уровней во втором полугодии предшествующего годового периода регулирования по состоянию на 31 декабря в результате изменения соотношения между объемами электрической энергии и величинами мощности, определяемыми в соответствии с пунктом 47 Правил недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии и оказания этих услуг, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 27.12. 2004  № 861, и прогнозным балансом, а также в случае изменения количества активов, необходимых для осуществления регулируемой деятельности, по сравнению с величиной, учтенной при установлении указанных тарифов на предшествующий период регулирования».

 

1.     Оценка достоверности данных, приведенных в предложениях об установлении тарифов

В соответствии с требованиями п.10.2  Стандартов раскрытия информация с предложением о размере цен (тарифов) на 2016 год, была размещена организацией в установленном порядке.

Показатели регулируемой деятельности ООО ПКФ «Астрим» размещены на сайте организации (http://astrim2012.ru) в соответствии с требованиями Стандартов раскрытия.

Расчет тарифов на услуги по передаче электрической энергии организацией выполнен в соответствии с требованиями Основ ценообразования и Методических указаний № 20-э/2, № 98-э.

 

2.     Оценка финансового состояния организации, осуществляющей регулируемую деятельность

Оцениваемый период: 2014 год.

Основным видом деятельности ООО «ПКФ «АСТРИМ» является «Сдача внаем собственного нежилого недвижимого имущества» (код ОКВЭД 70.20.2), дополнительным видом экономической деятельности является «Передача электроэнергии» (ОКВЭД 40.10.2). ООО «ПКФ «АСТРИМ» включен в перечень хозяйствующих субъектов, осуществляющих на территории Астраханской области регулируемые виды деятельности по передаче электрической энергии по электрическим сетям, принадлежащим на праве собственности.

Анализ финансовых результатов деятельности ООО «ПКФ «АСТРИМ» выполнен на основе представленных организацией форм статистической отчетности:

- форма № 1 «Бухгалтерский баланс» (за 2014 год);

- форма № 2 «Отчет о прибылях и убытках» (за 2014 год);

- форма № 46-ЭЭ (передача) «Сведения об отпуске (передаче) электроэнергии потребителям распределительными сетевыми организациями» (за 2014 год).

Выручка ООО «ПКФ «АСТРИМ» за 2014 год составила 38656 тыс. руб., что на 7,54% выше аналогичного показателя предыдущего года. Общая сумма расходов составила 25823 тыс. руб., то есть организацией за рассматриваемый период получена валовая прибыль в размере 12833 тыс. руб., что на 726,34% выше аналогичного показателя предыдущего года (данные формы № 2). Чистая прибыль ООО «ПКФ «АСТРИМ» за рассматриваемый период составила 809 тыс. руб.

Расчет и анализ абсолютных показателей ликвидности ООО «ПКФ «АСТРИМ» за 2014 год показал, что баланс предприятия не является абсолютно ликвидным, а низкое значение указывает на снижение платежеспособности организации.

Согласно расчета и анализа относительных показателей ликвидности     ООО «ПКФ «АСТРИМ»:

1)      коэффициент текущей ликвидности на конец 2014 года составил 2,84 (норматив 1 ? Ктл ? 2), то есть у ООО «ПКФ «АСТРИМ» достаточно оборотных средств для покрытия своих краткосрочных обязательств;

2)      коэффициент быстрой ликвидности на конец 2014 года составил 2,82 (норматив Кбл ? 0,8-1); значение коэффициента находится в рекомендуемых пределах, таким образом у ООО «ПКФ «АСТРИМ» достаточно средств при условии своевременного проведения расчетов с дебиторами;

3)      коэффициент «цены» ликвидности на конец 2014 года составил 3,80 (норматив Кцл ? 1), то есть у ООО «ПКФ «АСТРИМ» достаточно средств для покрытия внешних обязательств в результате его ликвидации.Финансовая ситуация на предприятии по состоянию на конец 2014 года характеризуется четвертым типом финансовой устойчивости «Кризисное финансовое состояние», отражающим неплатежеспособность предприятия и грань банкротства.

По итогам анализа относительных показателей ликвидности предприятие характеризуется первым типом финансовой устойчивости «Абсолютная финансовая устойчивость».

 

 

3.     Анализ основных технико-экономических показателей.

В соответствии с п. 14 Основ ценообразования расчетный объем производства продукции и (или) оказываемых услуг определяется исходя из формируемого Федеральной антимонопольной службой сводного прогнозного баланса производства и поставок электрической энергии (мощности) в рамках Единой энергетической системы России по субъектам Российской Федерации (далее - прогнозный баланс).

Показатели сводного прогнозного баланса на территории Астраханской области на 2016 год определены приказом ФСТ России от 25.06.2015 № 249-э/1 (с изм. и доп.).

Учитывая изложенное и во исполнение требований п.38 Основ ценообразования, на основании приказа Минэнерго России от 30.09.2014 № 674, службой по тарифам Астраханской области установлены величины технологического расхода потерь электрической энергии на 2016 год в размере 0,32 млн. квтч.

С учетом изложенного:

1. При расчете тарифов на период регулирования с 01.01.2016 по 31.12.2016 объем потерь электрической энергии ООО «ПКФ «АСТРИМ» в части  субабонентов в целом по году составит 0,32 млн. кВтч, в т.ч.:

- с 01.01.2016 по 30.06.2016 – 0,16 млн.кВтч  ;

- с 01.07.2016 по 31.12.2016 – 0,16 млн.кВтч  

Далее на каждый очередной год долгосрочного регулирования с 2017 по 2020 г.г. величина потерь определена в объеме 0,32 млн.кВтч.

2. Норматив потерь электрической энергии в сети определен в размере 4,8% на каждый год долгосрочного периода регулирования 2016-2020 г.г.

3. Величина заявленной мощности электрической энергии для субабонентов ООО «ПКФ «АСТРИМ» на 2016 год определена в размере оставит 0,68 млн. кМВт, в том числе по полугодиям:

- с 01.01.2015 по 30.06.2015 – 0,68 млн. кВт;

- с 01.07.2015 по 31.12.2015 – 0,68 млн. кВт.

Далее на каждый очередной год долгосрочного регулирования с 2016 по 2019 г.г. мощность определена в объеме 0,68 млн.кВт

4. Величина полезного отпуска электрической энергии субабонентам ООО «ПКФ «АСТРИМ»   в целом по 2016 году составит 3,79  млн. кВтч, в том числе:

- с 01.01.2015 по 30.06.2015 – 1,89 млн. кВтч;

- с 01.07.2015 по 31.12.2015 – 1,89 млн. кВтч.

Далее на каждый очередной год долгосрочного регулирования с 2017 по 2020 г.г полезный отпуск электроэнергии  определен в объеме 3,79 млн. кВт

Расчетные показатели представлены в приложениях № 5

 

4. Долгосрочные параметры регулирования ООО «ПКФ «АСТРИМ» на долгосрочный период регулирования с 01.01.2016 по 31.12.2020

В соответствии с п.12 Основ ценообразования, долгосрочные параметры регулирования деятельности территориальных сетевых организаций не пересматриваются в течение долгосрочного периода регулирования, за исключением случаев приведения решений об установлении указанных параметров в соответствие с законодательством Российской Федерации на основании вступившего в законную силу решения суда, решения Федеральной службы по тарифам, принятого по итогам рассмотрения разногласий или досудебного урегулирования споров, решения Федеральной службы по тарифам об отмене решения регулирующего органа, принятого им с превышением полномочий (предписания).

Перечень долгосрочный параметров регулирования определен п.38 Основ ценообразования. Учитывая изложенное, по оценке экспертной группы, долгосрочные параметры регулирования для ООО «ПКФ «АСТРИМ» представляют собой :

 

4.1.1.  Базовый уровень подконтрольных расходов

Базовый уровень подконтрольных расходов ООО «ПКФ «АСТРИМ»  определен в объеме 1949,79 тыс. руб. Сформирован с учетом требований п.38 Основ ценообразования.

 

4.1.2. Индекс эффективности подконтрольных расходов.

На основании п. 11 Методических указаний № 98-э индекс эффективности  подконтрольных расходов на очередной  долгосрочный период регулирования определен в размере 1%.

 

4.1.3. Коэффициент эластичности подконтрольных расходов по количеству активов.

На основании п. 11 Методических указаний 98-э, коэффициент эластичности подконтрольных расходов по количеству активов, необходимых для осуществления регулируемой деятельности, на долгосрочный период регулирования устанавливается в размере 0,75.

 

4.1.4. Величина технологического расхода (потерь) электрической энергии.

В соответствии с требованиями п.38 Основ ценообразования, величина технологического расхода (потерь) электрической энергии (начиная с 2014 года для первого и (или) последующих долгосрочных периодов регулирования - уровень потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям организации определяется исходя из уровня потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям, определенного органами исполнительной власти субъектов Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов, и величины планового отпуска электрической энергии в сеть.

Учитывая изложенное, норматив потерь электрической энергии, применяемый при расчете тарифов ООО «ПКФ «АСТРИМ» на долгосрочный период регулирования с 01.01.2016 по 31.12.2020, определен в соответствии с приказом Минэнерго России от 30.09.2014 № 674 и составит на каждый год долгосрочного периода регулирования 2016-2020 гг. 7,8% к отпуску электрической энергии в сеть.

 

4.1.5. Уровень надежности и качества реализуемых товаров (услуг) -

Данные показатели в соответствии с требованиями Постановления  Правительства РФ от 31.12.2009   № 1220 устанавливается решением службы по тарифам Астраханской области на каждый расчетный период регулирования в пределах долгосрочного периода регулирования.

Плановые значения показателей надежности и качества устанавливаются регулирующими органами одновременно с установлением тарифов на долгосрочный период регулирования для сетевой организации и ООО «ПКФ «АСТРИМ» по оценке экспертной группы на долгосрочный период регулирования 2016-2020 г.г. составят:

1)   Показатель средней продолжительности прекращений передачи электрической энергии 0,11805; 0,11628; 0,11454; 0,11282; 0,11112 соответственно;

2) Показатель качества осуществляемого технологического присоединения к сети на каждый год долгосрочного периода регулирования 1;

3) Показатель уровня качества обслуживания потребителей услуг на каждый год долгосрочного периода регулирования 0,8975.

 

5.               Планируемые значения параметров расчета тарифов.

Согласно п. 38 Основ ценообразования, перед началом каждого года долгосрочного периода регулирования определяются следующие планируемые значения параметров расчета тарифов:

 

5.1.         Индекс потребительских цен, определенный в соответствии с прогнозом социально-экономического развития Российской Федерации.

Индексы потребительских цен (далее - ИПЦ) определены в соответствии с Прогнозом и с учетом требований п.38 Основ ценообразования, согласно которому  в отсутствие одобренного прогноза социально-экономического развития Российской Федерации на очередной год долгосрочного периода регулирования в целях определения подконтрольных расходов применяются значения параметров прогноза социально-экономического развития Российской Федерации, соответствующие последнему году периода, на который был одобрен указанный прогноз;

Учитывая изложенное, по оценке экспертной группы, ИПЦ на долгосрочный период регулирования составят:

- на 2016 год – 7,4 %;

- на 2017 год – 5,8 %;

- на 2018 год – 5,5 %;

- на 2019 год – 5,5 %;

- на 2020 год – 5,5 %.

 

5.2.         Размер активов (условных единиц)

Количество условных единиц в 2016 году составит 870,98  у е, в том числе:

на уровне ВН - 210 у е;

на уровне СН-I – 150 у е;

на уровне СН-II – 489,65 у е;

на уровне НН  - 21,33 у е.

 

Расчетные показатели представлены в приложениях № 1-3, № 5.

 

 

6.                 Анализ экономической обоснованности расходов по статьям расходов

6.1.           Величина подконтрольных расходов.

Перечень подконтрольных расходов определен п. 12 Методических указаний № 98-э.

Базовый уровень подконтрольных расходов ООО «ПКФ «АСТРИМ» на первый год очередного долгосрочного периода регулирования (2016) определен в соответствии с требованиями п. 38 Основ ценообразования  и составит  1949,79 тыс. рублей, в том числе по статьям:

- « работы и услуги производственного характера (в т.ч. услуги сторонних организаций по содержанию сетей и распределительных устройств)»    в размере 724,56 тыс. рублей (определен  в соответствии с п.28 Основ ценообразования);

- «оплата труда» в размере 915,11 тыс. рублей  (определена в соответствии с п.26 Основ ценообразования);

-«прочие подконтрольные» в размере 310,11 тыс. рублей (определена в соответствии с п.28 Основ ценообразования);

В соответствии с требованиями п.38 Основ ценообразования и Методических указаний № 98-э, подконтрольные расходы ежегодно корректируются на коэффициент индексации, который рассчитывается с учетом изложенных выше долгосрочных параметров регулирования, таких как индекс эффективности  подконтрольных расходов и коэффициент эластичности подконтрольных расходов по количеству активов, а также следующих планируемых значений параметров расчета тарифов, как ИПЦ и количество условных единиц.

С учетом изложенного, коэффициент индексации подконтрольных расходов составит:

- 1,04742 на 2017;

-1,04445 на период с 2018 по 2020 годы.

Таким образом, на долгосрочный период регулирования с 2017 по 2020 год прогнозируемые подконтрольные расходы составят:

- в 2017 году 1497,51 тыс. рублей;

- в 2018 году 1564,08 тыс. рублей;

- в 2019 году 1633,60 тыс. рублей;

- в 2020 году 1706,22 тыс. рублей.

 

6.2. Величина неподконтрольных расходов.

Перечень неподконтрольных расходов определен п. 11 Методических указаний № 98-э.

В соответствии с требованиями Основ ценообразования и Методических указаний № 98-э, величина неподконтрольных расходов рассчитывается ежегодно, на основании представленных организацией экономически обоснованных материалов.

С учетом изложенного, величина неподконтрольных расходов ООО «ПКФ «АСТРИМ» на долгосрочный период регулирования на период с 01.01.2016 по 31.12.2016 определена в размере 1081,62 тыс. рублей, в том числе по статьям расходов:

- «Амортизация основных средств» в размере 32,42 тыс. рублей (определена в соответствии с п.27 Основ ценообразования и обосновывающими материалами, предоставленными организацией);

-«Отчисления на социальные нужды» в размере 274,53 тыс. рублей (на основании п.26 Основ ценообразования);

-  «налог на прибыль» в размере 64,11 тыс. рублей (на основании п.20 Основ ценообразования);

- «НДС от покупки потерь» в размере 121,43 тыс. рублей (п.28 Основ ценообразования)

-«плата за аренду имущества» в размере 200,7 тыс. рублей (на основании п.34 Основ ценообразования);

- «недополученный по независимым причинам доход/убыток, полученный в предыдущем периоде регулирования» в размере 388,44 тыс. рублей (на основании п.7 Основ ценообразования).

 

 

На период с 2017 по 2020 год величина неподконтрольных расходов составит:

- с 01.01.2017 по 31.12.2017 – 1156,61 тыс. руб.

- с 01.01.2018 по 31.12.2018 – 1225,70 тыс. руб.

- с 01.01.2019 по 31.12.2019 – 1296,69 тыс. руб.

- с 01.01.2020 по 31.12.2020 – 1369,82 тыс. руб.

Расчетные показатели сведены в приложении № 3.

 

6.3.         Фактические значения показателей надежности и качества реализуемых товаров (услуг) по итогам 2014 года.

Экспертной группой при определении показателей корректировки необходимой валовой выручки для ООО «ПКФ «АСТРИМ» использованы данные о фактических значениях показателей надежности и качества поставляемых товаров и оказываемых услуг ООО «ПКФ «АСТРИМ» осуществляющего на территории Астраханской области регулируемую деятельность в сфере оказания услуг по передаче электрической энергии за 2013 год, определенные распоряжением службы по тарифам Астраханской области от 28.05.2014 № 60.

Учитывая изложенное и на основании требований Методических указаний № 254-э/1 был рассчитан коэффициент в размере 0,65, корректирующий необходимую валовую выручку сетевой организации с учетом надежности и качества производимых (реализуемых) товаров (услуг) в 2015 году. Величина корректировки НВВ 2015 года с учетом фактических показателей уровня надежности и качества оказанных услуг 2014 года составила 376,71 тыс. рублей:

 

№ п/п	Наименование показателя	Значение показателя	Примечание
1.	НВВ 2014 г. (тыс. руб.)	1 372,43	Показатель НВВ, учтенный  в тарифах на 2014 год
2.	Обобщенный показатель надежности и качества оказываемых услуг в 2014 году (Кобi)	0,65	На основании распоряжения службы по тарифам Астраханской области от 28.05.2015 № 68
3.	Максимальный % корректировки для 2014 года (Пкорi.)	2%	П.5 Методических указаний № 254-э/1
4.	Расчет повышающего коэффициента (КНКi)	0,27	(1*2%)/100 (формула 1  Методических № 254-э/1)
5.	Сумма корректировки НВВ (тыс. руб.)	376,71	п.1* п.4

 

Расчетные показатели сведены в приложениях № 2, 3.

 

6.4. Необходимая валовая выручка (НВВ) ООО «ПКФ «АСТРИМ»  на содержание электрических сетей

С учетом изложенного, НВВ ООО «ПКФ «АСТРИМ»  на содержание электрических сетей на 2016 год составит  3431,70 тыс. руб.,в том числе :

- с 01.01.2016 по 30.06.2016 – 1714,33 тыс.рублей;

- с 01.07.2016 по 31.12.2016 – 1717,37 тыс.рублей.

 

- с 01.01.2017 по 31.12.2017 – 3587,29 тыс. руб.

- с 01.01.2018 по 31.12.2018 – 3747,16 тыс. руб.

- с 01.01.2019 по 31.12.2019 – 3912,96 тыс. руб.

- с 01.01.2020 по 31.12.2020 – 4085,13 тыс. руб.

Расчетные показатели сведены в приложении № 3.

 

7.        Расчет необходимой валовой выручки на оплату технологического расхода (потерь) электрической энергии

Необходимая валовая выручка в части оплаты технологического расхода (потерь) электрической энергии определяется в соответствии с п.13 Методических указаний № 98-э.

При этом тариф покупки потерь на долгосрочный период регулирования 2016-2020 гг. экспертной группой определен в соответствии с п38 и п.81 Основ ценообразования, п. 50 Методических указаний № 20-э/2.

При определении тарифа покупки потерь использованы:

- данные приказа ФСТ России от 30.12.2013 № 256-э/1 (услуги по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике);

- данные приказа ФСТ России от 30.12.2013 № 232-э/1 (услуги коммерческого оператора ОАО «АТС»);

- прогнозные значения стоимости энергии (мощности) электроэнергии на 2015 год по показателям, размещенным на сайте НП «Совет рынка» по состоянию на 28.11.2014;

- значения показателей потерь электроэнергии (мощности) на 2015 год, определенные на основании приказа ФСТ России от 27.06.2014 № 170-э/1, с учетом изменений, внесенных приказом ФСТ России от 27.11.2014   № 276-э/1;

- данные постановления службы по тарифам Астраханской области от 19.12.2013 № 248 «О сбытовых надбавках гарантирующего поставщика электрической энергии ОАО «Астраханская энергосбытовая компания» в границах зоны его деятельности»;

- показатели Прогноза.

Учитывая изложенное,  по оценке экспертной группы тариф покупки потерь на электрическую энергию на 2016 год составит:

- на период с 01.01.2016 по 30.06.2016 – 2042,62 руб./МВт ч;

- на период с 01.07.2016 по 31.12.2016 – 2147,67 руб./МВт ч.

На период с 2017 по 2020 годы тариф покупки потерь с учетом показателей Прогноза составит:

- на период с 01.01.2017 по 31.12.2017 – 2277,42 руб./МВт ч;

- на период с 01.01.2018 по 31.12.2018 – 2459,62 руб./МВт ч;

- на период с 01.01.2019 по 31.12.2019 – 2653,93 руб./МВт ч;

- на период с 01.01.2020 по 31.12.2020– 2863,59 руб./МВт ч.

Расчетные показатели сведены в приложениях № 3, №4.

С учетом изложенного необходимая валовая выручка на оплату технологического расхода (потерь) электрической энергии ООО «ПКФ «АСТРИМ» на 2016 составит 674,58 тыс. рублей, в том числе:

- на период с 01.01.2016 по 30.06.2016 – 328,84 тыс. рублей;

- на период с 01.07.2016 по 31.12.2016 – 345,75 тыс. рублей.

На период с 2017 по 2020 годы необходимая валовая выручка на оплату технологического расхода (потерь) электрической энергии с учетом изложенного выше прогнозируемого тарифа покупки потерь составит

- с 01.01.2017 по 31.12.2017 – 733,27 тыс. руб.

- с 01.01.2018 по 31.12.2018 – 791,94 тыс. руб.

- с 01.01.2019 по 31.12.2019 – 854,50 тыс. руб.

- с 01.01.2020 по 31.12.2020 – 922,00 тыс. руб.

Расчетные показатели сведены в приложениях № 3.

 

8.        Необходимая валовая выручка ООО «ПКФ «АСТРИМ» на услуги по передаче электрической энергии на долгосрочный период регулирования с 01.01.2016 по 31.12.2020.

 

8.1. Необходимая валовая выручка ООО «ПКФ «АСТРИМ» на услуги по передаче электрической энергии  на 2016 год составит 4106,28 тыс.рублей, в том числе:

- на период с 01.01.2016 по 30.06.2016 – 2043,16 тыс.рублей;

- на период с 01.07.2016 по 31.12.2016 – 2063,12 тыс.рублей.

На период с 2017 по 2020 годы необходимая валовая выручка на услуги по передаче электрической энергии  составит

- с 01.01.2017 по 31.12.2017 – 4320,56 тыс. руб.

- с 01.01.2018 по 31.12.2018 – 4539,09 тыс. руб.

- с 01.01.2019 по 31.12.2019 – 4767,46 тыс. руб.

- с 01.01.2020 по 31.12.2020 – 5007,13 тыс. руб.

Расчетные показатели сведены в приложении № 3.

 

9. Индивидуальные тарифы на услуги по передаче электрической энергии для взаиморасчетов между ООО «ПКФ «АСТРИМ» и филиалом ОАО «МРСК Юга» - «Астраханьэнерго» на период регулирования с 01.01.2016 по 31.12.2016.

Расчет тарифов выполнен с учетом требований раздела VIII Методических указаний № 20-э/2.

Индивидуальные тарифы на услуги по передаче электрической энергии для взаиморасчетов между ООО «ПКФ «АСТРИМ» и филиалом ОАО «МРСК Юга» - «Астраханьэнерго» составят:

9.1. С 01.01.2016 по 30.06.2016:

- одноставочный тариф на услуги по передаче электрической энергии 1,08  руб./кВт ч (темп к аналогичному тарифу 2-го полугодия 2015 года 109,73%);

- двухставочный тариф составит:

- по ставке за содержание электрических сетей 417698,53 руб./кВт мес. (темп роста к аналогичному тарифу 2-го полугодия 2015 года 114,12%);

- по ставке оплаты технологических потерь 173,76 руб./кВт ч. (темп роста к аналогичному тарифу 2-го полугодия 2015 года 91,43%)

 

9.2. С 01.07.2016 по 31.12.2016:

- одноставочный тариф на услуги по передаче электрической энергии 1,09 руб./кВт ч (темп роста к аналогичному тарифу 1-го полугодия 2016 года 100,98%);

- двухставочный тариф составит:

- по ставке за содержание электрических сетей 418440,29 руб./кВт мес. (темп роста к аналогичному тарифу 1-го полугодия 2016 года 100,18%);

- по ставке оплаты технологических потерь 182,69 руб./кВт ч. (темп роста к аналогичному тарифу 1-го полугодия 2016 года 105,14%).

 

Расчетные показатели сведены в приложении № 3.

 

Приложения:

1. Баланс электрической энергии по сетям ВН, СН-I, СН-II и НН ООО «ПКФ «АСТРИМ» - на 4 л.

2. Баланс электрической мощности по сетям  ВН, СН-I, СН-II и НН ООО ООО «ПКФ «АСТРИМ» -  на 4 л.

3. Расчет необходимой валовой выручки ООО «ПКФ «АСТРИМ»  на долгосрочный период регулирования 2015 - 2019 гг. - на 2 л.

4. Расчет тарифа покупки потерь для каждой сетевой организации (S), входящей в состав потребителей 4 группы, гарантирующего поставщика ОАО «Астраханская энергосбытовая компания» – на 1 л.

5. Объем условных единиц для распределения суммы тарифной выручки ООО «ПКФ «АСТРИМ» на 21 л.

6. Индивидуальные тарифы на услуги по передаче электрической энергии для взаимо расчетов между ООО «ПКФ «АСТРИМ» и филиалом ОАО «МРСК Юга» - «Астраханьэнерго» - на 1 л.;

7. Долгосрочные параметры регулирования для ООО «ПКФ «АСТРИМ», в отношении которого тарифы на услуги по передаче электрической энергии устанавливаются на основе долгосрочных параметров регулирования деятельности территориальных сетевых организаций – на 1 л.;

 

 

 

Члены экспертной группы:
	В.О. Бордунов
	Е.А. Епифанова

 

													Приложение № 1
													Форма 1.3.
Плановые значения показателей надежности и качества          услуг ООО ПКФ "АСТРИМ" на каждый расчетный период регулирования в пределах долгосрочного периода регулирования1
Наименование показателя	Мероприятия, направленные на улучшение показателя2	Описание (обоснование)	Значение показателя
			По предложению организации							По оценке службы по тарифам АО
Показатель средней продолжительности прекращений передачи электрической энергии (П_п)	-	-	2013 факт	2014 факт	2016	2017	2018	2019	2020	2013 факт	2014 факт	2016	2017	2018	2019	2020
			0,2361	0,1754	0,1900	0,1900	0,1900	0,1900	0,1900	0,2361	0,0000	0,11805	0,11628	0,11454	0,11282	0,11112
Показатель уровня качества осуществляемого технологического присоединения (П_тпр)	-	-			0,9600	0,9600	0,9600	0,9600	0,9600			1	1	1	1	1
Показатель уровня качества обслуживания потребителей услуг территориальными сетевыми организациями (П_тсо)	-	-		0,8975	0,8975	0,8975	0,8975	0,8975	0,8975	1,0033	1,0100	0,8975	0,8975	0,8975	0,8975	0,8975
1  Количество заполняемых столбцов должно соответствовать количеству расчетных периодов регулирования в пределах одного долгосрочного периода регулирования, с указанием года отчетного расчетного периода регулирования
2  Информация предоставляется справочно
Эксперт													Е.А.Епифанова

				Приложение № 2
					Форма 2.1.
Расчет значения индикатора информативности
Наименование параметра (критерия), характеризующего индикатор	Значение		Ф/П*100, %	Зависимость	Оценочный балл
	Фактическое прогнозируемое 2016 г. (Ф)	Плановое (П) 2016 г.
1	2	3	4	5	6
1. Возможность личного приема заявителей и потребителей услуг уполномоченными должностными лицами территориальной сетевой организации - всего,в том числе по критериям:	-	-	-	-	2,0
1.1. Количество структурных подразделений по работе с заявителями и потребителями услуг в процентном отношении к общему количеству структурных подразделений	0	0	100,00	прямая	2
1.2. Количество утвержденных территориальной сетевой организацией в установленном порядке организационно-распорядительных документов по вопросам работы с заявителями и потребителями услуг - всего, шт., в том числе:	1	1	100,00	прямая	2
а) регламенты оказания услуг и рассмотрения обращений заявителей и потребителей услуг, шт.	0	0	-	-	-
б) наличие положения о деятельности структурного подразделения по работе с заявителями и потребителями услуг (наличие - 1, отсутствие - 0), шт.	0	0	-	-	-
в) должностные инструкции сотрудников, обслуживающих заявителей и потребителей услуг, шт.	1	1	-	-	-
г) утвержденные территориальной сетевой организацией в установленном порядке формы отчетности о работе с заявителями и потребителями услуг, шт.	0	0	-	-	-
2. Наличие телефонной связи для обращений потребителей услуг к уполномоченным должностным лицам территориальной сетевой организации, в том числе по критериям:	-	-	-	-	2,0
2.1. Наличие единого телефонного номера для приема обращений потребителей услуг (наличие - 1, отсутствие - 0)	1	1	100,00	прямая	2
2.2. Наличие информационно-справочной системы для автоматизации обработки обращений потребителей услуг, поступивших по телефону (наличие - 1, отсутствие - 0)	0	0	100,00	прямая	2
2.3. Наличие системы автоинформирования потребителей услуг по телефону, предназначенной для доведения до них типовой информации (наличие - 1, отсутствие - 0)	0	0	100,00	прямая	2
3. Наличие в сети Интернет сайта территориальной сетевой организации с возможностью обмена информацией с потребителями услуг посредством электронной почты (наличие - 1, отсутствие - 0)	1	1	100,00	прямая	2
4. Проведение мероприятий по доведению до сведения потребителей услуг необходимой информации, в том числе путем ее размещения в сети Интернет, на бумажных носителях или иными доступными способами (проведение - 1, отсутствие - 0)	1	1	100,00	прямая	2
5. Простота и доступность схемы обжалования потребителями услуг действий должностных лиц территориальной сетевой организации, по критерию:	-	-	-	-	2
5.1. Общее количество обращений потребителей услуг о проведении консультаций по порядку обжалования действий (бездействия) территориальной сетевой организации в ходе исполнения своих функций в процентах от общего количества поступивших обращений	0	0	100,00	обратная	2
6. Степень полноты, актуальности и достоверности предоставляемой потребителям услуг информации о деятельности территориальной сетевой организации - всего,в том числе по критериям:	-	-	-	-	2,0
6.1. Общее количество обращений потребителей услуг о проведении консультаций по вопросам деятельности территориальной сетевой организации в процентах от общего количества поступивших обращений	10	10	100	обратная	2
6.2. Количество обращений потребителей услуг с указанием на отсутствие необходимой информации, которая должна быть раскрыта территориальной сетевой организацией в соответствии с нормативными правовыми актами, в процентах от общего количества поступивших обращений	0	0	100	обратная	2
7. Итого по индикатору информативности  (И н)	-	-	-	-	2,0
Эксперт					Е.А.Епифанова

				Приложение № 3
					Форма 2.2.
Расчет значения индикатора исполнительности
Наименование параметра (показателя), характеризующего индикатор	Значение		Ф/П*100, %	Зависимость	Оценочный балл
	Фактическое прогнозируемое 2016 г. (Ф)	Плановое (П) 2016 г.
1	2	3	4	5	6,00
1. Соблюдение сроков по процедурам взаимодействия с потребителями услуг (заявителями) - всего	-	-	-	-	0,50
в том числе по критериям:
1.1. Среднее время, затраченное территориальной сетевой организацией на направление проекта договора оказания услуг по передаче электрической энергии потребителю услуг (заявителю), дней	1	1	100,00	обратная	0,50
1.2. Среднее время, необходимое для оборудования точки поставки приборами учета с момента подачи заявления потребителем услуг:	-	-	-	-	0,50
а) для физических лиц, включая индивидуальных предпринимателей, и юридических лиц - субъектов малого и среднего предпринимательства, дней	0	0	100,00	обратная	0,50
б) для остальных потребителей услуг, дней	0	0	100,00	обратная	0,50
1.3. Количество случаев отказа от заключения и случаев расторжения потребителем услуг договоров оказания услуг по передаче электрической энергии в процентах от общего количества заключенных территориальной сетевой организацией договоров с потребителями услуг (заявителями), кроме физических лиц	0	0	100	обратная	0,50
2. Соблюдение требований нормативных правовых актов Российской Федерации по поддержанию качества электрической энергии, по критерию	-	-	-	-	0,50
2.1. Количество обращений потребителей услуг с указанием на ненадлежащее качество электрической энергии, процентов от общего количества поступивших обращений	0	0	100	обратная	0,50
3. Наличие взаимодействия с потребителями услуг при выводе оборудования в ремонт и (или) из эксплуатации	-	-	-	-	0,50
в том числе по критериям:
3.1. Наличие (отсутствие) установленной процедуры согласования с потребителями услуг графиков вывода электросетевого оборудования в ремонт и (или) из эксплуатации (наличие - 1, отсутствие - 0)	0	0	100	прямая	0,50
3.2. Количество обращений потребителей услуг с указанием на несогласие введения предлагаемых территориальной сетевой организацией графиков вывода электросетевого оборудования в ремонт и (или) из эксплуатации, процентов от общего количества поступивших обращений, кроме физических лиц	0	0	100	обратная	0,50
4 Соблюдение требований нормативных правовых актов по защите персональных данных потребителей услуг (заявителей), по критерию	-	-	-	-	0,20
4.1. Количество обращений потребителей услуг (заявителей) с указанием на неправомерность использования персональных данных потребителей услуг (заявителей), процентов от общего количества поступивших обращений	0	0	100	обратная	0,20
5. Итого по индикатору исполнительности (Ис)			100		0,425
Эксперт					Е.А.Епифанова

				Приложение № 4
					Форма 2.3.
Расчет значения индикатора результативности обратной связи
Наименование параметра (показателя), характеризующего индикатор	Значение		Ф/П*100, %	Зависимость	Оценочный балл
	Фактическое прогнозируемое 2016 г. (Ф)	Плановое (П) 2016 г.
1	2	3	4	5	6
1. Наличие структурного подразделения территориальной сетевой организации по рассмотрению, обработке и принятию мер по обращениям потребителей услуг (наличие - 1, отсутствие - 0)	0	0	100	прямая	2,0
2. Степень удовлетворения обращений потребителей услу, в том числе по критериям:	-	-	-	-	2,0
2.1. Общее количество обращений потребителей услуг с указанием на ненадлежащее качество услуг по передаче электрической энергии и обслуживание, в процентах от общего количества поступивших обращений	0	0	100	обратная	2,0
2.2. Количество принятых мер по результатам рассмотрения обращений потребителей услуг с указанием на ненадлежащее качество услуг по передаче электрической энергии и обслуживание, в процентах от общего количества поступивших обращений	0	0	100	прямая	2,0
2.3. Количество обращений, связанных с неудовлетворенностью принятыми мерами, указанными в п. 2.2 настоящей формы, поступивших от потребителей услуг в течение 30 рабочих дней после завершения мероприятий, указанных в в п. 2.2 настоящей формы, в процентах от общего количества поступивших обращений	0	0	100	обратная	2,0
2.4. Количество обращений потребителей услуг с указанием на ненадлежащее качество услуг, оказываемых территориальной сетевой организацией, поступивших в соответствующий контролирующий орган исполнительной власти, в процентах от общего количества поступивших обращений	0	0	100	обратная	2,0
2.5. Количество отзывов и предложений по вопросам деятельности территориальной сетевой организации, поступивших через обратную связь, в процентах от общего количества поступивших обращений	0	0	100	прямая	2,0
2.6. Количество реализованных изменений в деятельности организации, направленных на повышение качества обслуживания потребителей услуг, шт.	2	2	100	прямая	2,0
3. Оперативность реагирования на обращения потребителей услуг - всего,в том числе по критериям:	-	-	-	-	2,0
3.1. Средняя продолжительность времени принятия мер по результатам обращения потребителя услуг, дней	25	25	100	обратная	2,0
3.2. Взаимодействие территориальной сетевой организации с потребителями услуг с целью получения информации о качестве обслуживания, реализованное посредством:	-	-	-	-	2,0
а) письменных опросов, шт. на 1000 потребителей услуг	0	0	100	прямая	2,0
б) электронной связи через сеть Интернет, шт. на 1000 потребителей услуг	0	0	100	прямая	2,0
в)системы автоинформирования, шт. на 1000 потребителей услуг1	0	0	100	прямая	2,0
4. Индивидуальность подхода к потребителям услуг льготных категорий, по критерию	-	-	-	обратная	2,0
4.1. Количество обращений потребителей услуг льготных категорий с указанием на неудовлетворительность качества их обслуживания, шт. на 1000 потребителей услуг	0	0	100		2,0
5. Оперативность возмещения убытков потребителям услуг при несоблюдении территориальной сетевой организацией обязательств, предусмотренных нормативными правовыми актами и договорами, в том числе по критериям:	-	-	-	-	2,0
5.1. Средняя продолжительность времени на принятие территориальной сетевой организацией мер по возмещению потребителю услуг убытков, месяцев	0	0	100	обратная	2,0
5.2. Доля потребителей услуг, получивших возмещение убытков, возникших в результате неисполнения (ненадлежащего исполнения) территориальной сетевой организацией своих обязательств, от числа потребителей, в пользу которых было вынесено судебное решение, или возмещение было произведено во внесудебном порядке, %	0	0	100	прямая	2,0
6. Итого по индикатору результативность обратной связи (Рс)	-	-	-	-	2,0
1Расчет производится при наличии в территориальной сетевой организации Системы автоинформирования (голосовая, CMC, и другим способом).
Эксперт					Е.А.Епифанова

			Приложение № 5
Расчет планового показателя уровня качества обслуживания потребителей услуг             П тсо  (в соответствии с формулой (3.1) Методических указаний по расчету уровня надежности и качества поставляемых товаров и оказываемых услуг для организации по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью и территориальных сетевых организаций, утвержденных приказом Минэнерго России                                    от 14.10.2013  № 718)
№ п/п	Наименование показателя	Обозначение показателя	Значение
1.	Индикатор информативности	Ин	2
1.1.	весовой коэффициент индикатора информативности		0,1
2.	Индикатор исполнительности	Ис	0,425
2.1.	весовой коэффициент  индикатора исполнительности		0,7
3.	Индикатор результативности	Рс	2
3.1.	весовой коэффициент  индикатора результативности		0,2
4.	Плановый показатель уровня качества обслуживания потребителей услуг*	Птсо	0,8975
* Согласно п. 3.27 Методических указаний для целей определения плановой оценки по каждому параметру (критерию) предполагается, что прогнозируемое фактическое значение параметра (критерия) равно его плановому значению на соответствующий расчетный период регулирования
Эксперт			Е.А.Епифанова

			Приложение № 6
			Форма 3.1.
Отчетные данные для расчета значения показателя качества рассмотрения заявок на технологическое присоединение к сети
№ п/п	Наименование		Значение, шт.
1	2		3
1	Число заявок на технологическое присоединение к сети, поданных в соответствии с требованиями нормативных правовых актов, по которым сетевой организацией в соответствующий расчетный период направлен проект договора об осуществлении технологического присоединения заявителей к сети, шт. (Nзаяв_тпр)		8,0000
2	Число заявок на технологическое присоединение к сети, поданных в соответствии с требованиями нормативных правовых актов, по которым сетевой организацией в соответствующий расчетный период направлен проект договора об осуществлении технологического присоединения заявителей к сети с нарушением установленных сроков его направления, шт. (Nнсзаяв_тпр)		0,0000
Показатель качества рассмотрения заявок на технологическое присоединение к сети (Пзаяв_тпр)                                    (в соответствии с формулой (2.2) Методических указаний)			1,0000
Эксперт			Е.А.Епифанова

			Приложение № 7
			Форма 3.2.
Отчетные данные для расчета значения показателя качества исполнения договоров об осуществлении технологического присоединения заявителей к сети
№ п/п	Наименование		Значение, шт.
1	2		3
1	Число договоров об осуществлении технологического присоединения заявителей к сети, исполненных в соответствующем расчетном периоде, по которым имеется подписанный сторонами акт о технологическом присоединении, шт. (Nсд_тпр)		3,0000
2	Число договоров об осуществлении технологического присоединения заявителей к сети, исполненных в соответствующем расчетном периоде, по которым имеется подписанный сторонами акт о технологическом присоединении, по которым произошло нарушение установленных сроков технологического присоединения, шт. (Nнссд_тпр)		0,0000
Показатель качества исполнения договоров об осуществлении технологического присоединения заявителей к сети (Пнс_тпр) (в соответствии с формулой (2.3) Методических указаний)			1,0000
Эксперт			Е.А.Епифанова

			Приложение № 8
			Форма 3.3.
Отчетные данные для расчета значения показателя соблюдения антимонопольного законодательства при технологическом присоединении заявителей к электрическим сетям сетевой организации
№ п/п	Наименование		Значение, шт.
1	2		3
1	Число вступивших в законную силу решений антимонопольного органа и (или) суда об установлении нарушений сетевой организацией требований антимонопольного законодательства Российской Федерации в части оказания услуг по технологическому присоединению в соответствующем расчетном периоде, шт. (Nн_тпр)		0,0000
2	Общее число заявок на технологическое присоединение к сети, поданных заявителями в соответствующий расчетный период, в десятках шт. без округления (Nочз_тпр)		0,8000
Плановый показатель соблюдения антимонопольного законодательства при технологическом присоединении заявителей к электрическим сетям сетевой организации (Пнпа_тпр)                                                                                                             (в соответствии с формулой (2.4) Методических указаний)			1,0000
Эксперт			Е.А.Епифанова

			Приложение № 9
Расчет планового показателя уровня качества осуществляемого технологического присоединения к сети Птпр (в соответствии с формулой (2.1) Методических указаний по расчету уровня надежности и качества поставляемых товаров и оказываемых услуг для организации по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью и территориальных сетевых организаций, утвержденных приказом Минэнерго России от 14.10.2013 № 718)
№ п/п	Наименование показателя	Обозначение показателя	Значение
1.	Показатель качества рассмотрения заявок на технолгическое присоединение к сети	П заяв_тпр	1
1.1.	весовый коэффициент показателя		0,4
2.	Показатель качества исполнения договоров об осуществлении технологического присоединения заявителей к сети	Пнс_тпр	1
2.1.	весовый коэффициент показателя		0,4
3.	Показатель соблюдения антимонопольного законодательства при технологическом присоединении заявителей к электрическим сетям сетевой организации	Пнпа_тпр	1
3.1.	весовый коэффициент показателя		0,2
4.	Плановый показатель уровня качества осуществляемого технологического присоединения к сети	Птпр	1
Эксперт			Е.А.Епифанова

				Приложение № 10
				Форма 2.4.
Предложения территориальных сетевых организаций по плановым значениям параметров (критериев), характеризующих индикаторы качества, на каждый расчетный период регулирования в пределах долгосрочного периода регулирования*1 (по оценке службы по тарифам АО)
Наименование показателя	Значение показателя 3
Плановые значения параметров (критериев), характеризующих индикаторы качества2	2013*	2014*	2016	2017	2018	2019	2020
	(год) факт	(год) факт	(год)	(год)	(год)	(год)	(год)
И_н (Индикатор информативности, Форма 2.1.)	2,000	2,0000	2	2	2	2	2
1.1. Количество структурных подразделений по работе с заявителями и потребителями услуг в процентном отношении к общему количеству структурных подразделений	0	0	0	0	0	0	0
1.2. а) регламенты оказания услуг и рассмотрения обращений заявителей и потребителей услуг, шт.	0	0	0	0	0	0	0
1.2. б) наличие положения о деятельности структурного подразделения по работе с заявителями и потребителями услуг (наличие - 1, отсутствие - 0), шт.	0	0	0	0	0	0	0
1.2. в)должностные инструкции сотрудников, обслуживающих заявителей и потребителей услуг, шт.	0	1	1	1	1	1	1
1.2. г) утвержденные территориальной сетевой организацией в установленном порядке формы отчетности о работе с заявителями и потребителями услуг, шт.	0	0	0	0	0	0	0
2.1. Наличие единого телефонного номера для приема обращений потребителей услуг (наличие - 1, отсутствие - 0)	1	1	1	1	1	1	1
2.2. Наличие информационно-справочной системы для автоматизации обработки обращений потребителей услуг, поступивших по телефону (наличие - 1, отсутствие - 0)	0	0	0	0	0	0	0
2.3. Наличие системы автоинформирования потребителей услуг по телефону, предназначенной для доведения до них типовой информации (наличие - 1, отсутствие - 0)	0	0	0	0	0	0	0
3. Наличие в сети Интернет сайта территориальной сетевой организации с возможностью обмена информацией с потребителями услуг посредством электронной почты (наличие - 1, отсутствие - 0)	1	1	1	1	1	1	1
4. Проведение мероприятий по доведению до сведения потребителей услуг необходимой информации, в том числе путем ее размещения в сети Интернет, на бумажных носителях или иными доступными способами (проведение - 1, отсутствие - 0)	0	1	1	1	1	1	1
5.1. Общее количество обращений потребителей услуг о проведении консультаций по порядку обжалования действий (бездействия) территориальной сетевой организации в ходе исполнения своих функций в процентах от общего количества поступивших обращений	0	0	0	0	0	0	0
6.1. Общее количество обращений потребителей услуг о проведении консультаций по вопросам деятельности территориальной сетевой организации в процентах от общего количества поступивших обращений	10	10	10	10	10	10	9
6.2. Количество обращений потребителей услуг с указанием на отсутствие необходимой информации, которая должна быть раскрыта территориальной сетевой организацией в соответствии с нормативными правовыми актами, в процентах от общего количества поступивших обращений	0	0	0	0	0	0	0
И_с (Индикатор исполнительности, Форма 2.2.)	1,000	0,586	0,425	0,425	0,425	0,425	0,425
1.1. Среднее время, затраченное территориальной сетевой организацией на направление проекта договора оказания услуг по передаче электрической энергии потребителю услуг (заявителю), дней	1	1	1	1	1	1	1
1.2. а)  для физических лиц, включая индивидуальных предпринимателей, и юридических лиц - субъектов малого и среднего предпринимательства, дней	0	0	0	0	0	0	0
1.2. б) для остальных потребителей услуг, дней	0	0	0	0	0	0	0
1.3. Количество случаев отказа от заключения и случаев расторжения потребителем услуг договоров оказания услуг по передаче электрической энергии, процентов от общего количества заключенных территориальной сетевой организацией договоров с потребителями услуг (заявителями), кроме физичкеских лиц	0	0	0	0	0	0	0
2.1. Количество обращений потребителей услуг с указанием на ненадлежащее качество электрической энергии, процентов от общего количества поступивших обращений	0	0	0	0	0	0	0
3.1. Наличие (отсутствие) установленной процедуры, согласования с потребителями услуг графиков вывода электросетевого оборудования в ремонт и (или) из эксплуатации (наличие - 1, отсутствие - 0)	0	0	0	0	0	0	0
3.2. Количество обращений потребителей услуг с указанием на несогласие введения предлагаемых территориальной сетевой организацией графиков вывода электросетевого оборудования в ремонт и (или) из эксплуатации, в процентах от общего количества поступивших обращений, кроме физических лиц	0	0	0	0	0	0	0
4.1 Количество обращений потребителей услуг (заявителей) с указанием на неправомерность использования персональных данных потребителей услуг (заявителей), в процентах от общего количества поступивших обращений	0	0	0	0	0	0	0
Р_с (Индикатор результативности обратной связи, Форма 2.3.)	2	2,0	2	2	2	2	2
1. Наличие структурного подразделения территориальной сетевой организации по рассмотрению, обработке и принятию мер по обращениям потребителей услуг (наличие - 1, отсутствие - 0)	0	0	0	0	0	0	0
2.1. Общее количество обращений потребителей услуг с указанием на ненадлежащее качество услуг по передаче электрической энергии и обслуживание, в процентах от общего количества поступивших обращений	0	0	0	0	0	0	0
2.2. Количество принятых мер по результатам рассмотрения обращений потребителей услуг с указанием на ненадлежащее качество услуг по передаче электрической энергии и обслуживание, в процентах от общего количества поступивших обращений	0	0	0	0	0	0	0
2.3. Количество обращений, связанных с неудовлетворенностью принятыми мерами, указанными в п. 2.2 настоящей формы, поступивших от потребителей услуг в течение 30 рабочих дней после завершения мероприятий, указанных в в п. 2.2 настоящей формы, в процентах от общего количества поступивших обращений	0	0	0	0	0	0	0
2.4. Количество обращений потребителей услуг с указанием на ненадлежащее качество услуг, оказываемых территориальной сетевой организацией, поступивших в соответствующий контролирующий орган исполнительной власти, в процентах от общего количества поступивших обращений	0	0	0	0	0	0	0
2.5. Количество отзывов и предложений по вопросам деятельности территориальной сетевой организации, поступивших через обратную связь, в процентах от общего количества поступивших обращений	0	0	0	0	0	0	0
2.6. Количество реализованных изменений в деятельности организации, направленных на повышение качества обслуживания потребителей услуг, шт.	2	1	2	2	2	2	2
3.1. Средняя продолжительность времени принятия мер по результатам обращения потребителя услуг, дней	25	25	25	25	24	24	24
3.2. а) письменных опросов, шт. на 1000 потребителей услуг	0	0	0	0	0	0	0
3.2. б) электронной связи через сеть Интернет, шт. на 1000 потребителей услуг	0	0	0	0	0	0	0
3.2. в) системы автоинформирования, шт. на 1000 потребителей услуг	0	0	0	0	0	0	0
4.1. Количество обращений потребителей услуг льготных категорий с указанием на неудовлетворительность качества их обслуживания, шт. на 1000 потребителей услуг	0	0	0	0	0	0	0
5.1. Средняя продолжительность времени на принятие территориальной сетевой организацией мер по возмещению потребителю услуг убытков, месяцев	0	0	0	0	0	0	0
5.2. Доля потребителей услуг, получивших возмещение убытков, возникших в результате неисполнения (ненадлежащего исполнения) территориальной сетевой организацией своих обязательств, от числа потребителей, в пользу которых было вынесено судебное решение, или возмещение было произведено во внесудебном порядке, %	0	0	0	0	0	0	0
Плановое значение показателя уровня качества обслуживания потребителей услуг территориальной сетевой организации	1,3000	1,0102	0,8975	0,8975	0,8975	0,8975	0,8975
1 Количество заполняемых столбцов должно соответствовать количеству расчетных периодов регулирования в пределах одного долгосрочного периода регулирования с указанием года отчетного расчетного периода регулирования.
2 Нумерация пунктов показателей параметров, характеризующих индикаторы качества, приведена в соответствии с формами 2.1. - 2.3. Методических указаний по расчету уровня  надежности и качества поставляемых товаров и оказываемых услуг для организации по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью и территориальных сетевых организаций, утвержденных приказом Министерства энергетики РФ от 14.10.2013 № 718.
3 Значение показателя 2016 года определяется из средних фактических значений за предыдущие расчетные периоды (2013, 2014 гг.). Начиная с 2017 года значение показателя определяется по формуле (4) из Методических указаний.
* показатели по данным столбцам заполняются из дел по определению фактических показателей за 2013, 2014 гг.
Эксперт							Е.А.Епифанова