Пример. Определение нормы прибыли на инвестируемый капитал в тарифе энергокомпании

1. Размер выплат по займам и акциям, %:

по облигациям - 2,5, по простым акциям - 7.

2. Доля в общем капитале компании, %:

облигаций - 0,55, акций - 0,45.

3. Удельный доход владельцев ценных бумаг компании (1х2), %:

по облигациям - 1,38, по акциям - 3,15.

4. -Разрешенная прибыль компании на привлеченный капитал (без налогов), %:

1,38+3,15=4,53.

Таким образом, допустимый регулирующими органами размер прибыли в тарифе определяется размером привлеченного капитала и его средневзвешенной стоимостью.

Для расчета абсолютной величины прибыли установленная регулирующими органами норма умножается на восстановительную стоимость основного капитала (фондов) за вычетом начисленной амортизации.

Вместе с тем реализация предлагаемого подхода в полной мере возможна при наличии ряда предпосылок: относительно низких темпов инфляции и эффективных процентных ставок; оценки капитала по текущей рыночной стоимости: достаточного развития фондового рынка.

На издержки и прибыль сильное влияние оказывают налоги, выплачиваемые энергокомпанией в бюджеты разных уровней. Существуют значительные различия между энергокомпаниями разных стран в отношении практики взимания налогов. Например, в Канаде доходы государственных энергокомпаний не облагаются федеральным налогом, а основным источником их финансирования являются льготные банковские кредиты, гарантируемые бюджетами провинций. В России следовало бы усилить гибкость налоговой системы в электроэнергетике в целях поддержания стабильности тарифов и стимулирования снижения издержек энергоснабжения.

Для энергокомпании, имеющей в составе генерирующих мощностей установки комбинированной выработки электроэнергии и тепла (ТЭЦ), вначале определяется общая стоимость обслуживания потребителей обоих видов энергии. Затем ее необходимо распределить между электрической и тепловой энергией. Применяются различные методы разнесения общих затрат комбинированного производства, когда эффект теплофикации либо относится на один из видов продукции целиком, удешевляя его, либо распределяется между электрической энергией и теплом. В последнем случае выгоды от комбинированной выработки получают потребители и электроэнергии, и теплоэнергии (компромиссный метод).

Опыт ряда зарубежных стран (Франции, Швеции) показывает, что в основу расчета тарифов может быть положен не только рассмотренный выше метод полных средних издержек энергокомпании, но и концепция долгосрочных предельных затрат. Она основана на учете всех затрат компании в долгосрочной перспективе, требующихся для удовлетворения прогнозируемого прироста спроса на электроэнергию - затрат на сооружение и ввод в эксплуатацию новых генерирующих мощностей. Здесь появляется возможность лучше учесть инфляцию и получить тарифы на электроэнергию, устойчивые в течение длительного периода. Однако при этом значительно возрастают требования к достоверности долгосрочных прогнозов. Кроме того, предельные затраты могут оказаться как больше, так и меньше среднегодовых. В первом случае энергокомпания будет получать сверхнормативную прибыль, что создает проблему для органов регулирования, во втором - тариф не покрывает текущие издержки на действующих электростанциях, что неприемлемо для энергокомпании. Поэтому для применения концепции долгосрочных предельных затрат требуется тщательное обоснование.

Изложенные выше предложения по совершенствованию регулирования стоимости обслуживания в вертикально-интегрированной энергокомпании в совокупности позволяют оптимизировать среднерегиональный тариф на электроэнергию на более низком уровне и стабилизировать его динамику в перспективе.

Базовый двухставочный тариф на электроэнергию. Как отмечалось выше, постоянные издержки энергокомпании, не зависящие от производства электроэнергии и определяемые величиной основного капитала, обеспечивают создание генерирующих мощностей и поддержание их в готовности к несению нагрузки. Поэтому они называются еще "издержками на обеспечение мощности", или "издержками по нагрузке". В частности, к ним относятся амортизационные отчисления, расходы по эксплуатации и ремонту оборудования, некоторые налоги.

Указанные издержки, так же как и нормативная прибыль, служащая источником прироста основного капитала, должны оплачиваться всеми потребителями независимо от режима электропотребления. Отсюда вытекает необходимость раздельного возмещения постоянных издержек (вместе с прибылью) и переменных затрат, изменяющихся пропорционально объему производства электроэнергии (это главным образом затраты на топливо).

Следовательно, каждый потребитель оплачивает энергокомпании в расчетном периоде определенную часть постоянных издержек пропорционально абонируемой (заказанной) мощности и часть переменных пропорционально объему фактически потребленной электроэнергии. Так образуется тариф, состоящий из двух ставок: основной за 1 кВт мощности (нагрузки) потребителя и дополнительной за 1 кВт-ч электроэнергии. Модель двухставочного тарифа является исходной, базовой для различных модификаций, в том числе и для получения простого одноставочного тарифа.

Одноставочный тариф предполагает оплату только потребленной электроэнергии. Поэтому при отсутствии потребления постоянные издержки компании вообще не оплачиваются. Кроме того. здесь плата растет пропорционально потреблению, что ведет к отрыву тарифа от стоимости обслуживания. Тем не менее, он применяется для населения и маломощных потребителей, так как не требует приборов для измерения нагрузки.

В качестве показателя абонируемой мощности в двухставочном тарифе применяется присоединенная мощность электроприемников, или максимальная нагрузка потребителя, а также нагрузка в часы пика (совмещенного максимума) энергосистемы. Каждый из подходов имеет свои недостатки.

Распределение общих постоянных издержек между потребителями пропорционально, например, их максимальным нагрузкам не учитывает участие этих потребителей в формировании совмещенного максимума. Между тем считается, что постоянные затраты следует в большей степени относить на тех потребителей, у которых максимальная нагрузка совпадает по времени с общим пиком, создаваемым всеми потребителями, подключенными к энергосистеме.

Метод ответственности за общий максимум полностью освобождает внепиковых потребителей от участия в возмещении издержек на обеспечение мощности, что совершенно неоправданно и является его недостатком. Поэтому целесообразно применять компромиссные подходы, при которых обязательное участие всех потребителей в оплате постоянных издержек сочеталось бы со стимулами к снижению пиковых нагрузок. Например, для крупных промышленных потребителей можно рекомендовать трехставочный тариф, при котором потребитель вносит фиксированную плату за присоединенную мощность (максимальную нагрузку), платит за потребленную мощность во время пиковых нагрузок и за общий объем использованной электроэнергии.

Дифференциация тарифных ставок. Основной принцип ценообразования: тарифы должны основываться на полных издержках электроснабжения, т.е. стоимости обслуживания. Эти издержки изменяются в достаточно широких пределах в зависимости от времени производства электроэнергии, условий энергоснабжения и энерготехнологических характеристик различных потребителей. Поэтому ставки платы за мощность и энергию должны дифференцироваться во временном разрезе, по группам и категориям потребителей, а также по видам электропотребляющих процессов.

Временная дифференциация тарифов вызвана неравномерностью электропотребления и заключается в применении ставок, различающихся по часовым зонам суток, дням недели и сезонам года. В часы ночного минимума нагрузки энергосистемы, когда имеются свободные мощности и прирост выработки возможен с наименьшими издержками, устанавливаются пониженные ставки платы за электроэнергию. Наоборот, в часы пиковых нагрузок предлагаются максимальные тарифы. Могут также применяться отдельные ставки платы за мощность для зон базовой и пиковой нагрузок суточного графика. В зависимости от характера годового графика нагрузки энергосистемы назначаются различные ставки для зимнего и летнего сезонов. В принципе такие тарифы можно предложить любому потребителю.

Все это требует определения постоянных и переменных издержек производства электроэнергии по зонам графиков нагрузок с учетом состава работающего оборудования. Расчет этих тарифов базируется на концепции краткосрочных предельных затрат - дополнительных затрат, необходимых для покрытия единицы прироста спроса в пределах существующей мощности электростанции и пропускной способности электрических сетей энергосистемы. Такой подход к тарифам на электроэнергию стимулирует увеличение потребления ее во внепиковые периоды, что, как известно, ведет к снижению общих издержек электроснабжения и средней цены.

Внутрисуточная дифференциация тарифных ставок потребует дополнительных затрат, связанных с организацией раздельного учета потребления электроэнергии. Поэтому важно четко определить ее цель. В первую очередь такие тарифы следует предлагать тем потребителям, которые имеют реальные возможности и изъявляют готовность снизить пиковую нагрузку или увеличить электропотребление в часы спада нагрузки (организация дополнительных смен в промышленности, внедрение аккумуляционных систем отопления и горячего водоснабжения в быту и др.). Также они могут быть применены для энергоемких промышленных предприятий с равномерным графиком нагрузки (непрерывные производства) в целях снижения среднего тарифа для таких потребителей. В то же время нецелесообразно внедрение дифференцированных по зонам суток тарифов для потребителей, которые, в силу технологических ограничений или определенного стиля поведения, не могут и не собираются менять режим электропотребления.

Например, в США промышленные и коммерческие потребители охвачены дифференцированными по времени суток тарифами более чем на 50 %, тогда как бытовые - примерно на 1 %. Последнее объясняют тем, что льготный тариф действует в те часы, когда у большинства потребителей домашние дела уже завершены (с 23 до 7 часов). Если для бытовых потребителей внутрисуточные тарифы применяются на добровольной основе, то для крупных промышленных они обязательны. Реакция потребителей на стимулирующие тарифы неодинакова. Промышленные предприятия в среднем снижают потребление в пиковые периоды в пределах 2-7 %. Более адекватно реагирует население - до 15 %.

Дифференциация по группам потребителей (промышленность, население, сельское хозяйство, транспорт и т.д.) обусловлена отраслевыми различиями в режимах электропотребления, объемах спроса на энергию и мощность, затратах в электрораспределение. Так, удельная стоимость обслуживания крупного промышленного потребителя с высоким коэффициентом нагрузки, получающего электроэнергию непосредственно от высоковольтнойЛЭП и имеющего собственную трансформаторную подстанцию, значительно отличается от издержек электроснабжения бытового потребителя с неравномерной в течение суток нагрузкой и потребностью в дорогих трансформаторах и низковольтной распределительной сети.

В индустриально развитых зарубежных странах тарифы для населения, как правило, существенно выше, чем для промышленных предприятий (табл. 15.1).

Таблица 15.1ТАРИФЫ НА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЮ, ЦЕНТ / (КВТ-Ч) (1998 Г.)

Потребитель	США	Канада	Франция	Германия	Япония
Промышленность Население	4,0 8,2	3,8 6,0	4,7 12,9	6,7 15,9	14,6 20,7

В России низкие тарифы для населения поддерживаются "перекрестными" субсидиями от промышленности, что завышает цены на промышленные товары и услуги и поощряет энергорасточительство в быту. В то же время выход на ценовые пропорции, отражающие реальное соотношение издержек электроснабжения, требует определенного времени и должен осуществляться поэтапно по мере разработки и апробации механизмов селективной социальной защиты малообеспеченных групп населения.

Соотношение цен в промышленном и бытовом секторах энергетического рынка всегда должно находиться в центре внимания регулирующих органов. Пользуясь объективными различиями в издержках электроснабжения этих групп, энергокомпании могут осуществлять попытки ценовой дискриминации населения. В отличие от крупных промышленных предприятий, бытовой потребитель не в состоянии перейти на собственный энергоисточник и отказаться от услуг энергокомпании при неприемлемых для него тарифах. Поэтому энергокомпания может предложить промышленным фирмам льготные цены на электроэнергию, при этом завысив тарифы для населения сверх реальной стоимости обслуживания.

В основных тарифных группах могут выделяться виды электропотребления. Например, для бытовых потребителей в ряде стран действуют отдельные тарифы на отопление и подогрев воды.

Дифференциация по категориям потребителей применяется в целях более полного учета энерготехнологических характеристик представителей основных тарифных групп. В промышленной группе отдельных потребителей можно объединить в категории по таким параметрам, как тип производства (дискретное, непрерывное), присоединенная мощность или максимальная (контрактная) нагрузка, вид питающего напряжения (низкое, среднее, высокое), категория надежности электроснабжения.

Таким образом, с учетом издержек электроснабжения, например, электрометаллургический завод должен платить за 1 кВт-ч меньше, чем машиностроительный. крупные предприятия меньше, чем небольшие, а высоковольтный потребитель меньше низковольтного (пример многоставочного тарифа для промышленных потребителей дан в табл. 15.2).

Следует отметить связь мощности с напряжением при дифференциации тарифов по категориям. В частности, в Японии промышленные потребители разделены на три категории: низкого, высокого и сверхвысокого напряжения. При этом к числу потребителей первой категории (200 В) относятся небольшие предприятия с контрактной нагрузкой до 50 кВт. Ток высокого напряжения (6 кВ) поступает на предприятия среднего размера с контрактной мощностью от 50 до 2000 кВт. Категория сверхвысокого напряжения (20 - 140 кВ) охватывает потребителей с мощностью свыше 2000 кВт.

Во Франции в распределительных сетях низкого напряжения применяется так называемый "голубой" тариф для потребителей с присоединенной мощностью менее 36 кВА; "желтый" тариф установлен для потребителей от 36 до 250 кВА; "зеленый" - для высоковольтных потребителей свыше 250 кВА, которые подразделены, в свою очередь, на три энергомощностные группы.

Таблица 15.2 ПРИМЕР СТРУКТУРЫ ТАРИФА ДЛЯ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ ВЫСОКОГО НАПРЯЖЕНИЯ В США

Спрос на максимальную мощность, кВт	50-200	200-1000	1000-5000
Фиксированная плата, дол/год	Нет свед.
Плата за пиковый спрос, дол/кВт в год Плата за фактическое потребление электроэнергии, цент/(кВт-ч)
Для потребителя, подключаемого менее 3000 ч/год	Нет свед.		Нет свед.
Для потребителя, подключаемого свыше 3000 ч/год	Нет свед.   Нет свед.	0,4	Нет свед.   Нет свед.
Скидка при расходе свыше 4 млн кВт-ч, цент/(кВт-ч)

В целях более полного отражения в тарифах на электроэнергию дополнительных затрат энергокомпании на повышение уровня надежности электроснабжения потребителям могут устанавливаться надбавки (скидки) к ставке платы за мощность (при двухставочном тарифе) или за электроэнергию (при одноставочном тарифе). Надбавки (скидки) устанавливаются для различных групп потребителей в соответствии с их классами надежности, определяемыми в зависимости от количества и характеристик источников и схем электроснабжения, а также ввода резервного питания.

В табл. 15.3 приведены тарифы на электроэнергию для промышленных предприятий и населения, действовавшие в 2000 г. в 10 субъектах Российской Федерации, представляющих все федеральные округа. Анализ этих данных позволяет сделать ряд выводов.

1. Во всех регионах обращает на себя внимание тот факт, что самые высокие тарифы установлены для промышленных потребителей среднего напряжения (СН) с присоединенной мощностью менее 750кВА. Вероятно, что именно эта группа субсидирует относительно низкие тарифы для населения и частично даже для высоковольтных промышленных потребителей 750 кВА и выше (ВН). В этой связи возникает вопрос, насколько такая ценовая политика соответствует задаче развития малого и среднего бизнеса как основы гибкой рыночной экономики.

Таблица 15.3 ТАРИФЫ НА ЭЛЕКТРИЧЕСКУЮ ЭНЕРГИЮ, УТВЕРЖДЕННЫЕ РЕГИОНАЛЬНЫМИ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИМИ КОМИССИЯМИ В 2000 г. (на электроэнергию - коп/(кВт-ч), мощность - руб/кВт)

Регион	Промышленные потребители 750 кВА и выше (ВН)	Промышленные потребители менее 750 кВА (СН)	Население
Мощность	Энергия	Городское	Сельское
Московская область	45,40	43,00	64,00	38,00	27,00
Калининградская область	100,00	36,00	78,00	60,00	42,00
Ленинградская область	52,37	34,00	48,00	32,00	23,00
Краснодарский край	104,00	59,00	75,00	50,00	36,00
Республика Башкортостан	117,00	23,00	48,00	27,00	19,00
Свердловская область	123,73	32,80	68,80	38,00	27,00
Иркутская область	28,59	4,63	8,57	10,00	7,00
Кемеровская область	84,60	25,15	39,30	23,00	23,00
Приморский край	-	65,00	65,00	45,00	Нет свед.
Хабаровский край	25,74	59,80	63,00	82,00	58,00

2. Ценовая политика энергетических комиссий по отношению к населению отличается значительным разнообразием. В ряде регионов тарифы для городского населения оказались ниже, чем для мощных промышленных потребителей. В других же - имеет место обратное соотношение. Очевидно, здесь оказывают влияние региональные факторы: уровень доходов населения, наличие энергоемкой индустрии, платежеспособность промышленных предприятий. Нельзя исключить и политические соображения, которыми руководствуются главы регионов. Таким образом, процесс сокращения перекрестного субсидирования происходит различными темпами по регионам страны и в некоторых из них может растянуться на продолжительное время.

С точки зрения объективных различий в издержках энергоснабжения для разных групп потребителей наиболее рациональное соотношение тарифов имело место в Хабаровском крае. где цены для населения (городского) были выше тарифов для маломощных промышленных предприятий, а разница между последними и низкими ценами для энергоемких потребителей была более разумной. Напротив, в Приморском крае ценовые пропорции были в значительной степени искажены: тариф для крупных потребителей высокого напряжения и потребителей среднего напряжения был установлен на одном уровне, а для населения резко снижен.

3. Во всех регионах следует отметить очень низкий удельный вес платы за мощность в двухставочном тарифе, установленном для потребителей 750 кВА и выше. Во многих случаях этот тариф практически превращается в одноставочный и своих функций не выполняет. Такая структура тарифов совершенно не соответствует структуре издержек энергокомпаний. В то же время она не стимулирует потребителей повышать уровень использования своих мощностей.

Можно предположить, что возмещение значительной части постоянных затрат АО-энерго осуществляется потребителями через вторую составляющую тарифа - плату за электроэнергию либо эта проблема решается за счет других групп потребителей, в частности опять-таки за счет маломощных промышленных предприятий.

Специальные (контрактные) тарифы разрабатываются в целях:

• повышения энергоэффективности в потребительском секторе;

• финансовой поддержки отдельных потребителей;

• социальной защиты.

Специальные тарифы отличаются от рассмотренных выше, как правило, более индивидуальным подходом к потребителям, а также тем, что в процессе целевого регулирования допускается их отклонение от стоимости обслуживания. Например, для стимулирования энергосбережения тариф повышается с ростом электропотребления ("обратный ступенчатый" тариф).

Тарифы управления энергоэффективностью могут быть предложены потребителям энергокомпанией в рамках программы управления спросом, а также регулирующими органами в процессе реализации региональной энергетической стратегии. Один из подходов, направленных на либерализацию тарифной политики при усилении взаимодействия энергокомпании с потребителями, состоит в следующем.

Для группы промышленных потребителей разрабатывается комплект моделей многоставочного тарифа на электроэнергию (тарифное "меню"), стимулирующих различные направления рационализации электропотребления в зависимости от энерготехнологических и функциональных характеристик потребителей. Каждый потребитель выбирает из предложенного набора наиболее приемлемую для себя модификацию. При этом учитываются такие факторы:

• прогноз роста объемов производства и электроемкости продукции;

• резервы экономии электроэнергии и повышения уровня электрификации;

• перспективные режимы электропотребления (в суточном и годовом разрезе);

• возможности повышения коэффициента мощности в электросетях.

После выбора тарифной модели потребитель заявляет ее энергокомпании, что фиксируется в договоре. По истечении контрактного периода допускается смена модели. Реализуя выбранную модель с помощью соответствующих проектов и мероприятий по рационализации, потребитель сам снижает для себя стоимость 1 кВт-ч энергии.

Тарифы финансовой поддержки применяются при неблагоприятной для энергетических предприятий-потребителей рыночной конъюнктуре, а также в кризисных ситуациях в экономике. В России эта проблема особенно актуальна для градообразующих промышленных предприятий.

В качестве одного из возможных вариантов можно использовать гибкий договорной тариф на электроэнергию, изменяющийся в зависимости от цены продукции предприятия-потребителя. Если цена снижается при сокращении спроса ниже определенного предела, снижается и тариф. Если цена на продукцию потребителя электроэнергии пошла вверх, то, начиная с некоторого уровня, растет и тариф. Таким образом, удается согласовать интересы потребителя, энергокомпании и региона.

Социально ориентированные тарифы учитывают объемы электропотребления в разных по материальной обеспеченности группах населения, тип жилища (отдельный коттедж или многоквартирный дом), долю расходов на электроснабжение в семейном бюджете и т.д. В частности, цена на электроэнергию может возрасти с увеличением потребления, так как считается, что семьи с низкими доходами имеют меньше электроприемников. Это стимулирует рост электропотребления в домах, где живут малообеспеченные семьи, в то время как потребители с большим объемом будут его сокращать. Примеры тарифов для бытовых потребителей в США приведены в табл. 15.4.

Таблица 15.4 ПРИМЕРЫ ТАРИФОВ ДЛЯ БЫТОВЫХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ В США

Штат	Месячный базисный платеж, дол.	Плата за отпущенный 1 кВт-ч, цент
Айдахо	9,77 (одна фаза) 29,31 (три фазы)	Лето –10,11 Зима -- 7,73
Иллинойс	11,24 (одно-, двухквартирный дом) 5,65 (многоквартирный дом)	Лето –14,17 Зима -7,63
Индиана	4,69 (до 325 кВт-ч/мес) 8,77 (от 325 кВт-ч/мес)	1 зона - 6,03 (до 500 кВт-ч/мес) 2 зона - 4,11 (свыше 500 кВт-ч/мес) 3 зона - 2,99 (от 1000 кВтч/мес)

Обращает на себя внимание разнообразие подходов к формированию тарифов, В то же время следует отметить присутствие во всех модификациях фиксированной (абонентской) платы, т.е. использование модели двухставочного тарифа в бытовом секторе.

Рассмотренный выше зарубежный опыт формирования развитых тарифных систем представляет особую актуальность для отечественных энергокомпаний. Такие системы - необходимый этап формирования рыночных взаимоотношений с потребителями и важнейшая предпосылка для повышения эффективности энергетического производства.

В процессе перехода к новым методам регулирования тарифов на электроэнергию в соответствии с приведенными предложениями рекомендуется обратить внимание на следующие проблемы:

• технические (необходимость установки дополнительных приборов учета и контроля расхода энергоносителей):

• организационно-экономические (возрастание объема учетной и прогнозно-аналитической работы в энергокомпании и у потребителей);

• юридические (разработка и принятие необходимых правовых документов).

Перестройку учетной и аналитической работы в энергокомпании следует проводить по двум направлениям.

Во-первых, для определения оптимальной глубины дифференциации тарифов по потребителям и обоснования соответствующих ставок требуется детальный учет затрат по всем стадиям процесса электроснабжения: от генерирования до распределения электроэнергии включительно.

Во-вторых, для дифференциации тарифов по направлениям стимулирования энергоэффективностинеобходимо провести комплексный анализ влияния изменения режимных характеристик потребителей на финансовые результаты энергокомпании.

ПРИНЦИПЫ ЦЕНООБРАЗОВАНИЯ НА ТЕПЛОВУЮ ЭНЕРГИЮ

Цены на теплоэнергию, отпускаемую источниками АО-энерго и ведомственными котельными, устанавливаются региональными энергокомиссиями; отпускаемую муниципальными теплоисточниками - главами администраций городов и районов на основе инструкций энергокомиссий.

Цены для конечных потребителей установлены по принципу "Франко-потребитель". т.е. включают затраты на производство, передачу и распределение теплоэнергии.

В принципе тарифы должны покрывать эксплуатационные и ремонтные расходы энергокомпании на уровне нормативов и обеспечивать прибыль, достаточную для привлечения средств на модернизацию и расширение систем теплоснабжения.

Тарифы различаются:

• по районам теплоснабжения (в субъекте федерации может быть несколько таких районов, они обычно формируются вокруг крупных теплоисточников);

• группам потребителей;

• видам теплоносителя и параметрам пара: горячая вода, острый и редуцированный пар, отработанный пар разного давления.

Выделяются следующие группы потребителей:

• население (муниципальные и кооперативные жилищные организации);

• бюджетные организации;

• коммерческие организации, включая промышленные;

• сельскохозяйственные потребители;

• теплично-парниковые хозяйства.

Наиболее высокие тарифы установлены для промышленных потребителей, самые низкие - для населения. Уровень тарифов для различных групп потребителей регулируется соответствующими органами с использованием перекрестного субсидирования. При этом промышленность, коммерческие и бюджетные организации различных уровней компенсируют льготные тарифы населения, кооперативов и сельхозпотребителей.

Существуют следующие основные виды тарифов на теплоэнергию:

• абонентский (плата за определенный уровень комфорта);

• одноставочный (оплата только потребленной тсплоэнергии);

• многоставочный (кроме платы за теплопотребление включает плату за установленную мощность потребителя, а также при необходимости плату за подключение и обслуживание абонента).

Пока промышленные потребители и жилищно-эксплуатационные организации (ЖЭО) оплачивают теплоэнергию по одноставочному тарифу. Население платит ЖЭО за отопление и горячую воду по абонентским тарифам: за отопление - за квадратный метр отапливаемой площади, исходя из норм теплопотребления, за горячую воду - из расчета водопотребления на одного человека.

Опыт зарубежных стран, применяющих системы централизованного теплоснабжения (Дании, Швеции, Финляндии), показывает, что при организации учета и регулирования расхода теплоэнергии потребителями по мере роста цены на топливо одноставочный и абонентский тарифы заменяются на многоставочные (комбинированные). Последние в большей степени учитывают противоречивые интересы производителей и потребителей при централизованном теплоснабжении: потребители стремятся снизить расходы теплоносителя, а производители - сохранить финансовую устойчивость (по крайней мере, возместить постоянные издержки).

Особенностью рынка тепла в России является крайне слабая оснащенность потребителей приборами учета. Количество тепловой энергии, израсходованной потребителями, при отсутствии у них приборов учета определяется с использованием следующих параметров:

• расчетных тепловых нагрузок теплопотребления, указанных в договоре энергоснабжения (они должны соответствовать величинам, содержащимся в проектной документации, согласованной с энергоснабжающей организацией в установленном порядке при строительстве или реконструкции систем теплопотребления);

• количества тепловой энергии, отпущенного теплоисточником и определенного на основании показаний его приборов учета;

• объема тепловой энергии, потребленной абонентами той же тарифной группы, имеющими приборы учета.

При отсутствии приборов учета у потребителя в цену за тепло входят потери энергоресурсов как у производителей, так и у потребителей, включая потери теплоносителя при авариях.

Указанная система формирования тарифов для населения, бюджетных и коммерческих организаций, при которой отсутствует разделение полезного использования и непроизводительных потерь тепла, не стимулирует энергосбережение ни у производителей, ни у потребителей, что крайне важно при планируемом постепенном переходе населения на 100 %-ю оплату стоимости потребляемых энергоресурсов.

Количество тепловой энергии, расходуемой потребителями, у которых отсутствуют приборы учета, определяется как разность между отпущенной тепловой энергией и определенной по приборам потребителей, имеющих узлы учета. Эта разность за вычетом тепловых потерь в сетях от узла учета теплоисточника до границы балансовой принадлежности систем теплопотребления распределяется между потребителями, не имеющими узлы учета, пропорционально их договорным расчетным тепловым нагрузкам.

Таким образом, совершенствование тарифов на теплоэнергию в России рекомендуется производить по следующим основным направлениям.

1. Цены, взимаемые с конечных потребителей, должны быть приближены к уровням, необходимым для покрытия нормативных затрат на функционирование и развитие систем теплоснабжения.

2. Любая финансовая поддержка потребителей должна осуществляться адресными методами (например, в виде социальных пособий), а не посредством субсидированных тарифов.

3. Региональные энергетические комиссии должны более тщательно изучать статьи расходов, которые теплоснабжающие организации имеют возможность необоснованно перекладывать на потребителей (в том числе расходы, связанные с потерями энергии).

4. В регионах следует ввести дифференциацию тарифов на теплоэнергию по локальным системам теплоснабжения, видам нагрузки (отопление, горячее водоснабжение) и времени потребления (период суток, сезон года).

5. Параллельно с оснащением потребителей теплосчетчиками и приборами регулирования теплопотребления необходимо отказаться от абонентской формы платы, переходя на одноставочные и двухставочные тарифы. Последние особенно перспективны в тех районах теплоснабжения, где в структуре затрат основных теплоисточников топливная составляющая занимает большой удельный вес.

МЕТОДИКА РАСЧЕТА ПОТРЕБИТЕЛЬСКИХ ТАРИФОВ НА ЭНЕРГИЮ

На территории Российской Федерации поставки электрической и тепловой энергии всем потребителям и оказание услуг на потребительском рынке электроэнергии и мощности осуществляются по тарифам (нормативам), утвержденным в соответствии с законом "О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации", а также в соответствии с порядком ценообразования, установленным Правительством Российской Федерации, и методическими указаниями, утвержденными Федеральной комиссией.

Региональные энергетические комиссии (РЭК) в соответствии с действующим законодательством несут ответственность за экономическую обоснованность величин утверждаемых ими тарифов (нормативов), за своевременность их введения, а также за разглашение сведений, составляющих коммерческую тайну.

Базой для расчетов по обоснованию и регулированию тарифов на электрическую энергию (мощность) и тепловую энергию (мощность) является баланс электрической энергии (мощности) энергоснабжающей организации, разработанный исходя из утвержденного Федеральной комиссией баланса производства и поставок электрической энергии (мощности) в рамках Единой энергетической системы России по субъектам ФОРЭМ (баланс электроэнергии и мощности ФОРЭМ).

В процессе рассмотрения и утверждения тарифов на электрическую энергию (мощность) и тепловую энергию (мощность) энергоснабжающая организация представляет на рассмотрение РЭК предложения по утверждению тарифов на электрическую и тепловую энергию, включающие:

Дата добавления: 2015-07-13