3.1.3 КПЭ
Достижение приоритетных целей развития Общества оценивается применяемой в Обществе системой ключевых показателей эффективности[3-5]. Целевые значения ключевых показателей эффективности утверждены решением Совета директоров Общества[5,6]. В 2022 году установлен следующий состав ключевых показателей эффективности:
| Наименование КПЭКлючевые показатели эффективности | Порядок расчета |
|---|---|
| Совокупная дивидендная доходность | Сравнение начисленных дивидендов отчетного года со средним значением аналогичного показателя предыдущих трех лет и со значением, предусмотренным бизнес-планом Общества |
| Рентабельность инвестированного капитала | Отношение прибыли до уплаты налогов и процентов к сумме капитала и долгосрочных кредитов и займов |
| Прибыль по операционной деятельности (EBITDA) | Раздел 1. Рост фактического значения EBITDA относительно прошлого года не ниже среднегодового темпа роста тарифов Раздел 2. В случае недостижения указанного условия оценивается достижение уровня показателя EBITDA к плановому значению, рассчитанного на основании утвержденного бизнес-плана |
| Снижение удельных операционных расходов (затрат) | Снижение отношения удельных операционных расходов к объему обслуживаемого оборудования (у.е.) в отчетном году по сравнению с уровнем предыдущего года |
| Уровень потерь электроэнергии | Отношение отпуска электроэнергии в сеть за минусом отпущенной электроэнергии из сети и расхода на хозяйственные нужды к отпуску в сеть за минусом внутренних сальдо- перетоков |
| Повышение производительности труда | Отношение добавленной стоимости к числу застрахованных лиц. Сравнение с базовым 2020 годом |
| Эффективность инновационной деятельности | Интегральный показатель эффективности инновационной деятельности оценивает степень выполнения трех составных показателей: показатель затрат на НИОКРНаучно-исследовательские и опытно-конструкторские работы, показатель закупки инновационной продукции, показатель качества разработки (актуализации) ПИРПрограмма инновационного развития/выполнения ПИРПрограмма инновационного развития |
| Показатель снижения дебиторской задолженности | Снижение фактического значения просроченной дебиторской задолженности по всем ДЗО (без учета мораторной и реструктуризированной задолженности, а также задолженности контрагентов, лишенных статуса субъекта оптового рынка электроэнергии и/или гарантирующего поставщика) |
| Соблюдение сроков осуществления технологического присоединения | Комплексный показатель, оценивающий уровень качества осуществляемого техприсоединения к сети ДЗО ПАОПубличное акционерное общество «Россети», из трех составляющих – качество рассмотрения заявок на ТПТехнологическое присоединение, качество исполнения договоров об осуществлении ТПТехнологическое присоединение заявителей, соблюдение антимонопольного законодательства РФ |
| Долг/ EBITDA | Раздел 1. Оценивается по результатам выполнения показателя отношения долга к значению EBITDA. В случае финансовой устойчивости Общества целевое значение ≤ 3,0, в ином случае — улучшение не менее чем на 10% от факта прошлого года, но не менее значения 3,0. Раздел 2. В случае недостижения указанного условия оценивается достижение планового уровня показателя долг/ EBITDA, рассчитанного на основании утвержденного бизнес-плана |
| Выполнение графика ввода объектов в эксплуатацию | Отношение суммарного фактического объема принятия основных средств к бухгалтерскому учету (в денежном выражении, в отношении объектов законченных строительством и принятых в основные средства в отчетном году с поквартальной детализацией) к плановому в соответствии с утвержденной инвестиционной программой Общества и графиками ее реализации |
| Готовность к работе в отопительный сезон | Показатель, оценивающий готовность Общества к работе в отопительный сезон на основании ежемесячного мониторинга, проводимого Минэнерго России |
| Исполнение Плана развития Общества | Показатель депремирования, размер которого определяется расчетным путем в зависимости от количества неисполненных в отчетном периоде мероприятий Плана развития Общества, утвержденного Советом директоров ПАОПубличное акционерное общество «Россети». По ОАООткрытое акционерное общество «МРСК Урала» показатель не рассчитывается, в связи с тем, что отсутствует план развития общества на 2022 год. |
| Достижение уровня надежности оказываемых услуг | Показатели надежности тарифного регулирования (SAIDIПоказатель средней продолжительности прекращения передачи электрической энергии на точку поставки, SAIFIПоказатель средней частоты прекращения передачи электрической энергии на точку поставки), а также число крупных аварий по отношению к среднегодовым значениям за 3 года |
| Отсутствие несчастных случаев на производстве | Количество пострадавших из числа работников Общества при несчастных случаях (с легким, тяжелым или смертельным исходом) за отчетный год, связанных с невыполнением должностными лицами своих обязанностей |
| Показатель перехода на преимущественное использование отечественного программного обеспечения | Оценивает своевременность подготовки и реализации плана по переходу на преимущественное использование отечественного программного обеспечения и рассчитывается как доля объемов финансирования российского программного обеспечения и связанных с ним работ (услуг) в общем объеме финансирования программного обеспечения и связанных с ним работ (услуг) |
Целевые значения и достигнутые результаты КПЭключевые показатели эффективности
| Состав показателей | Вес / процент депремирования в системе премирирования на 2022 год, % | Фактическое значение за 2021 год // оценка достижения за 2021 год (достигнут/не достигнут) |
Целевое значение на 2022 год | Фактическое значение 2022 года* // % к факту 2021 года |
Оценка достижения за 2022 год (достигнут / не достигнут) // причины отклонения |
|---|---|---|---|---|---|
| Совокупная акционерная доходность | 10 | 2 177 019 094 руб. // достигнут |
≥ среднеарифметической суммы средств, направленных на выплату дивидендов в соответствии с решениями общих собраний акционеров Общества за 3 года, предшествующих отчетному периоду, и ≥ суммы средств, предусмотренной для выплаты дивидендов в отчетном периоде, в соответствии с бизнес-планом Общества |
Оценка достижения показателя будет осуществлена по результатам принятия Общим собранием акционеров Общества решения о распределении прибыли Общества по результатам 2022 года | |
| Рентабельность инвестированного капитала | 20 | 168,6% // достигнут | ≥ 95,0% | 122,2% // 72,5% | достигнут // — |
| Прибыль по операционной деятельности (EBITDA) | 15 | выполнен // достигнут |
выполнен | выполнен // 100% | достигнут // — |
| Снижение удельных операционных расходов (затрат) | 10 | 4,7% // достигнут | ≥ 2% | 13,82% // 34% | достигнут // — |
| Уровень потерь электроэнергии | 10 | 6,96% // не достигнут | ≤ 6,68% | 6,63% // 105% | достигнут // — |
| Повышение производительности труда | 5 | 19,13% // достигнут | ≥ 10% | 30,78%// 160,9% | достигнут // — |
| Эффективность инновационной деятельности | 20 | 99% // достигнут | ≥ 90% | факт не определяется** | не оценивается |
| Показатель снижения дебиторской задолженности | 10 | 57,1% // достигнут | ≤ 100% | 38,7% // 147,5% | достигнут // — |
| Соблюдение сроков осуществления технологического присоединения | -10 | 1,1 // достигнут | ≤ фактического значения показателя за предыдущий год умноженного на 0,85, но не менее значения 1,1 (1,1) | 1,1 // 100% | достигнут // — |
| Долг/ EBITDA | -10 | выполнен// достигнут | выполнен | выполнен // 100% | достигнут // — |
| Выполнение графика ввода объектов в эксплуатацию | -10 | 1 кв. 86% 2 кв. 107% 3 кв. 91% 4 кв.96% Год 97% // не достигнут |
≥ 90% (во всех кварталах) |
1 кв. 100%//116% 2 кв. 98%//92% 3 кв. 105% //115% 4 кв. 103%//107% Год 103%//106% |
достигнут // — |
| Готовность к работе в отопительный сезон | -10 | Одновременно: 1) 0,99 2) выполнен // достигнут |
Одновременно: 1) ≥ 0,95 2) Недостижение установленной величины специализированного индикатора «Наличие невыполненных мероприятий по обеспечению выполнения условия готовности субъектом электроэнергетики |
Одновременно: 1) 0,98 //99% 2) выполнен |
достигнут // — |
| Исполнение Плана развития Общества*** | -70 | не определяется // не оценивается |
не устанавливается | не определяется | не оценивается |
| Достижение уровня надежности оказываемых услуг | -10 | Одновременно: 1) Кsaidi = 1,69 Кsaifi = 1,41 2) отсутствует 3) 0 // достигнут с учетом объективных факторов |
Одновременно: 1) Ki ≤ 1 2) Отсутствие существенного ухудшения показателей, установленных органами тарифного регулирования 3) Отсутствие роста крупных аварий |
Одновременно: 1) Кsaidi = 2,04 Кsaifi = 1,43 2) отсутствует 3) 0 |
достигнут с учетом объективных факторов****//- |
| Отсутствие несчастных случаев на производстве | -10 | Одновременно: 1) 0 2) 2 // не достигнут |
Одновременно: 1) Не более двух пострадавших; 2) 0 |
Одновременно: 1) 0 2) 2 |
не достигнут // наличие несчастных случаев со смертельным исходом |
| Показатель перехода на преимущественное использование отечественного программного обеспечения | -20 | Оценивается начиная с подведения итогов за 2022 год | 1) ≥ 68,25% 2) утвержден собственный план по переходу Общества на преимущественное использование отечественного программного обеспечения |
1) 71,79% 2) утвержден Приказом[7] |
достигнут // — |
* За 2022 год приведен ожидаемый уровень достижения КПЭКлючевые показатели эффективности, с учетом сроков и порядка подготовки отчетности, являющейся источником информации для расчета КПЭКлючевые показатели эффективности. Итоговые фактические значения утверждает Совет директоров ОАООткрытое акционерное общество «МРСК Урала».
** Итоги КПЭКлючевые показатели эффективности будут подведены отдельным решением Совета директоров Общества по результатам оценки, проводимой коллегиальным органом Группы компаний Россети по вопросам реализации и контроля за неисполнением Программы инновационного развития ПАОПубличное акционерное общество «Россети» и ДЗО ПАОПубличное акционерное общество «Россети» на 2020-2024 гг. с перспективой до 2030 г. с учетом принципов и подходов, определенных действующими Методическими указаниями по ежегодной оценке реализации программ инновационного развития акционерных обществ и Методическими указаниями по оценке качества разработки (актуализации) программ инновационного развития акционерных обществ.
*** КПЭКлючевые показатели эффективности «Исполнение Плана развития Общества» не оценивается в связи с тем, что в 2021 и 2022 году отсутствует План развития Общества.
**** КПЭКлючевые показатели эффективности «Достижение уровня надежности оказываемых услуг» выполнен с учетом объективных факторов.
Реализация в ОАООткрытое акционерное общество «МРСК Урала» мероприятий по модернизации системы учета отключений электросетевых объектов (снижения количества не регистрируемых технологических нарушений) и повышению уровня прозрачности и управляемости технологических процессов, достоверности фиксируемых параметров, используемых для расчета показателей уровня надежности оказываемых услуг.
1. Во всех филиалах компании функционирует автоматизированная система сбора и обработки информации о технологических нарушениях (далее – АС СОИТН), включающая в себя систему ведения упрощённой топологии сети в соответствии с нормальной схемой, интегрированной с финансово-хозяйственной системой ведения основных данных об объектах электросетевого хозяйства ОАООткрытое акционерное общество «МРСК Урала» и с системой учёта электрической мощности, содержащую в себе данные о потребителях электрической энергии, их точках поставки, а также систему учёта отключений объектов электросетевого хозяйства. Система исключает человеческий фактор при выполнении расчетов последствий отключений путем автоматизации подсчёта количества обесточенных точек поставки по классам напряжения, количества обесточенного населения, отключенной нагрузки, количества обесточенных объектов электросетевого хозяйства, а также времени обесточения потребителей.
2. АС СОИТН интегрирована с информационной системой АСУ ПТП модуль «Обращения клиентов», эксплуатируемой отделом взаимодействия с клиентами ОАООткрытое акционерное общество «МРСК Урала» (далее – ОВК), с целью фиксации, обработки и реагирования на обращения потребителей электрической энергии на отсутствие электроснабжения или качества электроснабжения. Все обращения потребителей электрической энергии (заявки отдела взаимодействия с клиентами) обрабатываются соответствующими специалистами, ответственными за сбор, обработку и передачу информации о событиях, в соответствии с требованиями ПР МРСК-ДОДочернее обществоТиСУ-13 «Передача оперативной информации в ОАООткрытое акционерное общество «МРСК Урала». Полученные специалистами ОВК в АСУ ПТП модуль «Обращения клиентов» сведения об обесточении потребителей сопоставляются со сведениями, занесенными в АС СОИТН, что исключает факты сокрытия информации о возникновении отключений, в т. ч. с последствиями для электроснабжения потребителей.
3. Продолжается телемеханизация объектов распределительной сети за счет передачи данных с приборов учета TПТрансформаторная подстанция/ РПРаспределительная подстанция в ПК «Пирамида сети» и трансляции данных в программно-технические комплексы средств диспетчерского и технологического управления. Установка новых и замена существующих приборов учета с организацией передачи информации в ПК «Пирамида сети» в 2022 году позволила повысить показатель наблюдаемости сети ОАООткрытое акционерное общество «МРСК Урала» на 7,64%.
4. Указанная выше синхронизация программных комплексов совместно с телемеханизацией электросетевого комплекса повысила достоверизацию сведений о времени обесточения потребителей услуг, т.к. позволила фиксировать время начала обесточения потребителей услуг по времени поступления сведений об обесточении потребителей в АСУ ПТП модуль «Обращения клиентов» а не по времени фиксации результатов осмотра отключившейся электроустановки, приведшей к обесточению потребителей услуг, что существенно увеличило время обесточения потребителей услуг и следовательно величину показателя Средняя продолжительность нарушения электроснабжения потребителей (Пsaidi) а так же фиксацию фактов обесточения единичных потребителей, что повлияло на увеличение показателя Средняя частота перерывов электроснабжения потребителей (Пsaifi).
5. Дополнительным инструментом повышения прозрачности сведений о технологических нарушениях с перерывом электроснабжения потребителей является введенный в промышленную эксплуатацию программный продукт «Мундир», в котором фиксируются в т.ч. сведения о выданных нарядах и распоряжениях на организацию послеаварийных осмотров электроустановок и проведение аварийно-восстановительных работ.
На основании п. 1.6 Методики расчета и оценки выполнения ключевых показателей эффективности Генерального директора ОАООткрытое акционерное общество «МРСК Урала» считать КПЭКлючевые показатели эффективности «Достижение уровня надежности оказываемых услуг» выполненным.
Реализация в ОАООткрытое акционерное общество «МРСК Урала» мероприятий по модернизации системы учета отключений электросетевых объектов (снижения количества не регистрируемых технологических нарушений) и повышению уровня прозрачности и управляемости технологических процессов, достоверности фиксируемых параметров, используемых для расчета показателей уровня надежности оказываемых услуг.
1. Во всех филиалах компании функционирует автоматизированная система сбора и обработки информации о технологических нарушениях (далее – АС СОИТН), включающая в себя систему ведения упрощённой топологии сети в соответствии с нормальной схемой, интегрированной с финансово-хозяйственной системой ведения основных данных об объектах электросетевого хозяйства ОАООткрытое акционерное общество «МРСК Урала» и с системой учёта электрической мощности, содержащую в себе данные о потребителях электрической энергии, их точках поставки, а также систему учёта отключений объектов электросетевого хозяйства. Система исключает человеческий фактор при выполнении расчетов последствий отключений путем автоматизации подсчёта количества обесточенных точек поставки по классам напряжения, количества обесточенного населения, отключенной нагрузки, количества обесточенных объектов электросетевого хозяйства, а также времени обесточения потребителей.
2. АС СОИТН интегрирована с информационной системой АСУ ПТП модуль «Обращения клиентов», эксплуатируемой отделом взаимодействия с клиентами ОАООткрытое акционерное общество «МРСК Урала» (далее – ОВК), с целью фиксации, обработки и реагирования на обращения потребителей электрической энергии на отсутствие электроснабжения или качества электроснабжения. Все обращения потребителей электрической энергии (заявки отдела взаимодействия с клиентами) обрабатываются соответствующими специалистами, ответственными за сбор, обработку и передачу информации о событиях, в соответствии с требованиями ПР МРСК-ДОДочернее обществоТиСУ-13 «Передача оперативной информации в ОАООткрытое акционерное общество «МРСК Урала». Полученные специалистами ОВК в АСУ ПТП модуль «Обращения клиентов» сведения об обесточении потребителей сопоставляются со сведениями, занесенными в АС СОИТН, что исключает факты сокрытия информации о возникновении отключений, в т. ч. с последствиями для электроснабжения потребителей.
3. Продолжается телемеханизация объектов распределительной сети за счет передачи данных с приборов учета TПТрансформаторная подстанция/ РПРаспределительная подстанция в ПК «Пирамида сети» и трансляции данных в программно-технические комплексы средств диспетчерского и технологического управления. Установка новых и замена существующих приборов учета с организацией передачи информации в ПК «Пирамида сети» в 2022 году позволила повысить показатель наблюдаемости сети ОАООткрытое акционерное общество «МРСК Урала» на 7,64%.
4. Указанная выше синхронизация программных комплексов совместно с телемеханизацией электросетевого комплекса повысила достоверизацию сведений о времени обесточения потребителей услуг, т.к. позволила фиксировать время начала обесточения потребителей услуг по времени поступления сведений об обесточении потребителей в АСУ ПТП модуль «Обращения клиентов» а не по времени фиксации результатов осмотра отключившейся электроустановки, приведшей к обесточению потребителей услуг, что существенно увеличило время обесточения потребителей услуг и следовательно величину показателя Средняя продолжительность нарушения электроснабжения потребителей (Пsaidi) а так же фиксацию фактов обесточения единичных потребителей, что повлияло на увеличение показателя Средняя частота перерывов электроснабжения потребителей (Пsaifi).
5. Дополнительным инструментом повышения прозрачности сведений о технологических нарушениях с перерывом электроснабжения потребителей является введенный в промышленную эксплуатацию программный продукт «Мундир», в котором фиксируются в т.ч. сведения о выданных нарядах и распоряжениях на организацию послеаварийных осмотров электроустановок и проведение аварийно-восстановительных работ.
На основании п. 1.6 Методики расчета и оценки выполнения ключевых показателей эффективности Генерального директора ОАООткрытое акционерное общество «МРСК Урала» считать КПЭКлючевые показатели эффективности «Достижение уровня надежности оказываемых услуг» выполненным.
Применяемая в Обществе система ключевых показателей эффективности взаимоувязана с размером переменной части вознаграждения менеджмента – для каждого из показателей установлен удельный вес или процент депремирования в объеме выплачиваемых премий, годовое премирование производится при условии выполнения соответствующих КПЭКлючевые показатели эффективности.