CC BY
42
шнЕРШшРЕтурсшшБЕШШЕтитшэнЕРШявФФЕшаштишЬ 25
УДК 338.516.46
Пути совершенствования методов тарифного регулирования электросетевых организаций
К. И. Сафонова,
ДВФУ, профессор кафедры экономики и управления на предприятии,
кандидат экономических наук, профессор
С. А. Решетняк,
ДВФУ, аспирант, ведущий специалист-эксперт отдела регулирования цен на продукцию,
товары и услуги Департамента по тарифам Приморского края
В статье рассматриваются подходы к оптимизации тарифных решений в процессе согласования и утверждения тарифов регулируемых организаций, выявлены причины постоянного роста тарифов электросетевых организаций. Определены недостатки существующих методов тарифного регулирования и, как следствие, возникающая проблема низкой энергоэффективности электросетевых организаций. Предложены пути совершенствования процедуры согласования тарифных решений для территориальных сетевых организаций.
Ключевые слова: естественные монополии, электросетевые организации, энергоэффективность, тариф, технологический расход (потери) электроэнергии, метод экономически обоснованных расходов, метод доходности инвестированного капитала, долгосрочное тарифное регулирование, территориальные сетевые организации.
Чтобы изменить сложившуюся тенденцию, необходимо выявить причины и искать резервы для их устранения. На рост тарифа на электроэнергию на различных этапах её движения от производителя к потребителю влияет множество факторов. Важнейшими являются рост цен на топливо и материалы, рост МРОТ работников, удорожание стоимости основных средств. Вследствие этого - рост амортизационных отчислений, а также объёмы потерь в сетях электросетевых организаций. Чтобы определить влияние различных факторов, необходимо рассмотреть структуру тарифа для конечного потребителя.
В общем виде структура тарифа представлена на рис. 2.
Доля каждого элемента в конечном тарифе для потребителя может зависеть от региона, условий обеспечения различными видами топлива, технологических особенностей генерации, удалённости потребителей, поэтому при типовых элементах формирования структуры долевые соотношения различных элементов в тарифе различны. Так, в ОАО «Мосэнергосбыт» структура тарифа конечного потребителя представлена следующим образом:
• цена генерации электроэнергии - 54,56 %;
• тариф на услуги по передаче - 41,91 %;
• стоимость сбытовых услуг - 3,39 %;
• стоимость инфраструктурных услуг - 0,14 % [3].
Доля услуг по передаче электрической энергии в конечном тарифе достаточно высока и находится на уровне 40 %, поэтому представляет особый интерес более подробное рассмотрение существующих в настоящее время механизмов формирования тарифов электросетевых организаций, проблемы их
Проблемы постоянного роста тарифов на услуги естественномонопольных организаций остаются актуальными в России на протяжении двух последних десятилетий. По данным Федеральной службы государственной статистики [1], в период с 1998 по 2009 год темп прироста тарифа на электроэнергию колебался с 14 % до 23 % в зависимости от категории потребителей, в целом за 10 лет темп роста составил 7,15 раза в год по всем категориям потребителей, а по отдельным категориям, например в сельском хозяйстве, 11,2 раза.
Наглядно соотношение цен для различных категорий потребителей представлено на рис. 1.
3 000
2 500
2 000
1 500
1 000
500
промышленным сельскохоз. непромышленным транспорту населению потребителям товаро- потребителям производителям
Рис. 1. Средняя цена электроэнергии, отпущенной/ различным категориям потребителей, руб./тыс. кВт ■ ч
Интенсивный рост цен на электроэнергию для населения с 15,3 коп. за кВт-ч до 1,44 руб. за кВт-ч значительно изменил структуру расходов населения и увеличил долю расходов на электроэнергию в общей сумме затрат населения, неблагоприятно отражаясь на его благосостоянии.
щ м a ки a англ рМш а и а еж м ; i и ми га ; i м a ws5 s g м м м i i в ;.шша
Рис. 2. Укрупнённая структура тарифа на электроэнергию для конечного потребителя
энергоэффективности и энергосбережения, причины низкой эффективности их деятельности.
Проблема повышения энергоэффективности актуальна на всех стадиях процесса производства (генерации), транспортировки и сбыта электроэнергии конечному потребителю, однако особую актуальность экономия приобретает на стадии транспортировки, поскольку именно здесь происходят потери уже произведённой электроэнергии.
Потери при транспортировке - один из факторов роста тарифов на услуги по передаче электроэнергии, поскольку компенсация технологического расхода (потерь) частично включена в тариф для потребителя. Согласно п. 50 раздела VIII «Расчёт тарифа на услуги по передаче электрической энергии по региональным электрическим сетям» приказа № 20 э/2, тариф на передачу электроэнергии структурно состоит из:
- ставки на содержание сетей;
- ставки на оплату технологического расхода (потерь) электроэнергии в процессе её передачи потребителям по сетям соответствующего уровня напряжения.
Рассчитывается в рублях за кВт • ч следующим образом:
Ставка на оплату потерь= _Тариф покупки потерьхОбъем потерь = Полезный отпуск из сети ТСО
Технологический расход - это нормативные технологические потери в сетях, обусловленные физическими процессами передачи электроэнергии. Объём нормативных потерь обосновывается каждой регулируемой организацией индивидуально и передаётся в Министерство энергетики для утверждения.
Объёмы технологического расхода (потерь) в процентах от отпуска в сеть могут различаться в разных электросетевых организациях, в частности, примеры трёх территориальных сетевых организаций (ТСО) Приморского края, передающих электроэнергию по сетям низкого напряжения (6-10/0,4 кВ), показывают, какую величину может составлять утверждаемый объём технологического расхода: в период с 2007
по 2010 год нормативы утверждённых потерь находились в пределах от 15,9 до 35,04 %. В сетях низкого напряжения возникают самые высокие потери.
Следует отметить, что с 1994 по 1998 год относительные потери электроэнергии в электрических сетях России в целом выросли с 10,09 до 12,22 %. По мнению международных экспертов, относительные потери электроэнергии при её передаче и распределении в электрических сетях большинства стран можно считать удовлетворительными, если они не превышают 4-5 %. Потери электроэнергии на уровне 10 % можно считать максимально допустимыми с точки зрения физики передачи электроэнергии по сетям [4].
Высокий объём потерь - не только фактор роста ставки на оплату технологического расхода (потерь), но и ставки на содержание сетей: содержание изношенного оборудования влечёт за собой рост текущих затрат, например, увеличение количества обслуживающего персонала, увеличение затрат на материалы и топливо.
Следовательно, пока не будут приняты меры, направленные на энергосбережение, тариф на передачу электроэнергии будет продолжать расти вследствие роста объёма потерь (через механизм включения их в тариф для потребителя) и увеличения текущих затрат. Постоянный рост износа сетей влечёт снижение качества и надёжности предоставляемых услуг, что также способствует увеличению текущих затрат на обслуживание сетей. Однако мероприятия по энергосбережению требуют значительных капитальных вложений, которые практически невозможно осуществить в условиях применяемых затратных методов ценообразования вследствие отсутствия источников средств для финансирования данных мероприятий.
Формирование тарифов в электроэнергетике происходит с использованием методов, закреплённых законодательно. Так, согласно Постановлению Правительства от 26 февраля 2004 г. № 109 «О ценообразовании в отношении электрической и тепловой энергии в Российской Федерации», к числу основных применяемых методов расчёта тарифа относятся:
- метод экономически обоснованных расходов;
- метод доходности инвестированного капитала;
- метод индексации тарифов.
К наиболее часто используемым относятся метод экономически обоснованных расходов и метод индексации, которые носят во многом формальный характер с негативными последствиями для экономики в целом. Применяемые затратные методы ценообразования характеризуются недостаточной прозрачностью, отсутствием заинтересованности в снижении затрат у компаний, предоставляющих услуги по транспортировке электроэнергии. Недостатки применяемых в настоящее время затратных методов тарифообразования выражаются в следующем.
1. Утверждаемая регулирующим органом необходимая валовая выручка электросетевой организации позволяет финансировать только текущие затраты, вследствие чего у организаций нет средств для модернизации изношенного оборудования. Утверждаемой прибыли и амортизации недостаточно, следовательно, отсутствие инвестиций порождает дальнейший износ сетей и постоянный рост текущих затрат, необходимых для поддержания устаревшего оборудования в работоспособном состоянии. Следует отметить, что формирование тарифов на услуги организаций коммунального комплекса, обеспечивающих функционирование коммунальной инфраструктуры, происходит с учётом инвестиционной составляющей (надбавка к цене, устанавливаемая в целях финансирования инвестиционных программ согласно Федеральному закону от 30 декабря 2004 г. № 210-ФЗ «Об основах регули-
рования тарифов организаций коммунального комплекса»). Формирование тарифов на услуги электросетевых организаций регулируется другими законодательными актами, которыми не предусмотрено включение инвестиционной составляющей в тариф.
2. Краткосрочное установление тарифа не стимулирует электросетевые организации к энергосбережению, более того, не позволяет (в случае достижения экономии потерь) направить сэкономленные средства на модернизацию изношенных сетей, так как достигнутая экономия изымается регулирующим органом в пользу потребителя (на следующий год объём необходимой валовой выручки и норматив потерь устанавливаются уже с учётом достигнутой экономии). Однако от такого «изъятия средств в пользу потребителя» страдает и сам потребитель: снижение качества электроэнергии и надёжности электроснабжения -последствия высокого износа сетей.
Основные недостатки применения метода экономически обоснованных расходов представлены на рис. 3.
Проблема привлечения инвестиций в отрасль была и остаётся более чем актуальной: анализ деятельности территориальных сетевых организаций показывает износ электрических сетей низкого напряжения (6-10/0,4 кВ) более чем на 70 %, что является наиболее критическим показателем по сравнению с сетями среднего и высокого напряжения.
Краткосрочность планирования тарифов
Непрозрачность денежных потоков внутри компании
Непредсказуемость и неустойчивость денежных потоков
Низкая норма утверждаемой прибыли (1-5%)
Перегруппировка статей затрат, нецелевое расходование средств
Отсутствие источников возврата инвестиций
Отсутствие инвестиционной составляющей в затратах
Последствия отсутствия инвестиций
Для организации
Износ основных средств до 70%
Для потребителя
Рост тарифа до 40% в год
Рис. 3. Недостатки и последствия применения тарифного регулирования по методу экономически обоснованных расходов
%
100 90 80 70 60 50 40 30 20 10
Рис. 4. Износ основных средств на начало 2011 г., % (обзор электросетевьх организаций Приморского края)
Растущий износ сетей (рис. 4) влечёт за собой постоянный рост потребностей в капитальных вложениях. Анализ инвестиционных программ электросетевых организаций показывает, что потребности в инвестициях территориальных сетевых организаций, годовая утверждённая необходимая валовая выручка которых находится в пределах 60-80 млн руб., составляют от 80 до 101 млн руб.
Данная проблема остаётся неразрешённой в течение последних лет, но некоторые положительные сдвиги произошли с принятием новых нормативно-правовых актов в области тарифного регулирования. В настоящее время осуществляется переход к долгосрочному тарифному регулированию, направленному на повышение эффективности деятельности сетевых организаций и на привлечение инвестиций в сектор транспортировки электроэнергии, в частности, были предприняты следующие значительные шаги.
1. Принятие в 2008 году Методических указаний по регулированию тарифов с применением метода доходности инвестированного капитала, утверждённых Приказом Федеральной службы по тарифам от 26 июня 2008 г. № 231-э.
2. В Федеральном законе «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации» № 261-ФЗ также указывается на необходимость перехода организаций, осуществляющих регулируемые виды деятельности, к установлению долгосрочных тарифов на основе долгосрочных параметров регулирования.
Переход на долгосрочное тарифное регулирование с применением метода доходности инвестированного капитала, позволяющее сформировать источники средств для обновления электросетевого комплекса, осуществляется крупными межрегиональными распределительными сетевыми компаниями (МРСК), которые являются транспортировщиками электроэнергии высокого и среднего напряжения. В то же время проблемы небольших территориальных сетевых организаций, оказывающих услуги по передаче и распределению электроэнергии
низкого напряжения, являясь последним звеном в поставке электроэнергии конечному потребителю (преимущественно населению), остаются вне зоны внимания.
Переход территориальных сетевых организаций к долгосрочному тарифному регулированию с применением метода доходности инвестированного капитала, который, с одной стороны, позволяет привлечь инвестиции в отрасль, а с другой - делает тарифное регулирование прозрачным и предсказуемым, помог бы решить проблему хронической нехватки средств для широкомасштабных капиталовложений. Однако Приказ Федеральной службы по тарифам от 18 августа 2010 г. № 183 э/1 ограничил возможности применения метода доходности инвестированного капитала (далее - метод доходности) для территориальных сетевых организаций величиной остаточной стоимости активов.
Метод долгосрочных параметров, в отличие от метода доходности, не предполагает финансирования всех инвестиционных потребностей электросетевой организации за счёт тарифа, а значит, не ожидается и существенного роста тарифа на передачу в сетях территориальных сетевых организаций.
В связи с тем, что инвестиционные потребности небольших ТСО остаются существенными, более того, возрастают с течением времени, усугубляя ситуацию с надёжностью и качеством электроснабжения, единственную возможность для обновления основных средств таких организаций даёт ФЗ «Об энергосбережении...». Им предусмотрено 2 варианта финансирования мероприятий:
- «за счёт тарифа», когда затраты на проведение мероприятий по сокращению потерь могут включаться в необходимую валовую выручку при условии «обеспечения экономического эффекта для потребителей в виде уменьшения стоимости используемых энергетических ресурсов в сопоставимых ценах»;
- «за счёт собственных источников», а именно «Может предусматриваться сохранение за такими организациями экономии, полученной в результате проведения мероприятий по сокращению объёма используемых энергетических ресурсов (в том числе потерь при их передаче), при условии, что затраты на проведение этих мероприятий не учтены и не будут учтены при установлении регулируемых цен, не финансировались и не будут финансироваться за счёт бюджетных средств». Указанная экономия может быть сохранена за организацией на период не менее чем пять лет, в том числе путём установления объёма потерь.
Второй вариант финансирования представляется оптимальным, поскольку в этом случае создаётся правильная система стимулирования, когда регулируемая организация финансирует инвестиционные мероприятия не за счёт потребителей, а имеет возможность проводить энергоэффективные мероприятия по собственной инициативе.
Мероприятия, включённые в инвестиционные программы территориальных электросетевых организаций в целях исполнения данной нормы, можно разделить на 2 группы:
0
1. Мероприятия, способные приносить экономический эффект для электросетевой организации, в первую очередь, обеспечивающие снижение потерь при транспортировке электроэнергии. Можно считать целесообразным финансирование данной группы мероприятий не за счёт затрат, включённых в тариф, а за счёт сохранённой за организацией экономии.
2. Мероприятия, которые могут не приносить экономического эффекта для электросетевой организации, но в проведении которых заинтересован прежде всего потребитель, поскольку такие мероприятия повышают надёжность работы системы энергоснабжения потребителей, а также улучшают качество передаваемой электроэнергии. Финансирование данной группы мероприятий возможно за счёт постепенного включения в необходимую валовую выручку инвестиционной составляющей, которая не должна превышать 12 % от всего объёма национальной валовой выручки (НВВ), что предусмотрено Методикой расчёта долгосрочных тарифов, утверждённой Приказом ФСТ № 174-э/8 от 29 июля 2010 года, а также п. 8 статьи 25 ФЗ-261.
Применение данной схемы финансирования инвестиционных программ может позволить электросетевым организациям провести необходимый комплекс мероприятий по модернизации электросетевой инфраструктуры оптимальным образом: с одной стороны, реализовать запланированные мероприятия в полном объёме, а с другой - не перегружать тариф для потребителя.
В частности, расчёты для одной из электросетевых организаций Приморского края, инвестиционная программа которой оценивается в 92 231,8 млн руб., из которых 42 328,8 млн руб. - мероприятия, повышающие качество и надёжность предоставляемых услуг (финансирование которых предполагается за счёт включения инвестиционной составляющей в тариф), и 49 902,99 млн руб. - мероприятия, позволяющие повысить энергетическую эффективность организации, приведены на рис. 5, 6.
За 9 лет (с 2012 по 2019 год) при условии установления норматива потерь на уровне 16,87 % - «уровне, соответствующем уровню, имеющемуся до проведения мероприятий по энергосбережению и повышению энергетической эффективности» (согласно п. 8 статьи 25 Федерального закона «Об энергосбережении...»), организация сможет практически полностью профинансировать все мероприятия,
140 000
I— Эффект экономии потерь 120 000 - Эффект роста ПО
1 I Инвест. программа (6 %) 100 000 - I Итоговый эффект
80 000
60 000
40 000
20 000 тыс. руб.
36 391
5918
43 271
85 581
Рис. 5. Совокупный экономический эффект (инвестиционная составляющая — 6 % от НВВ)
140 000
120 000
100 000
80 000
60 000
40 000
20 000 тыс. руб.
— Эффект экономии потерь
— Эффект роста ПО
^ Инвест. программа (12 %)
— Итоговый эффект
36 391
6307
92 332
135 030
Рис. 6. Совокупный экономический эффект (инвестиционная составляющая — 12 % от НВВ)
при этом запланированный рост тарифа составляет 21,6 % в 2012 году, далее - 5 % ежегодно с 2013 по 2019 год (табл. 1).
Величина инвестиционной составляющей не должна превышать 12 % от необходимой валовой выручки, и проведённые расчёты показывают, что включение инвестиционной составляющей даже на уровне 6 % позволяет профинансировать запланированные мероприятия, повышающие качество и надёжность энергоснабжения.
Таблица 1
Потребности в финансировании и предполагаемый эффект от проведения мероприятий по энергосбережению территориальной сетевой организации, млн руб.
Мероприятия Потребности, млн руб. Предполагаемый эффект, млн руб.
1 группа мероприятий (способные приносить экономический эффект в виде снижения потерь и не финансируемые за счёт тарифа) 49 902,99 42 309,00
2 группа мероприятий (повышающие качество и надёжность энергоснабжения потребителей и финансируемые за счёт включения инвестиционной составляющей в тариф) - при условии включения в тариф для потребителя инвестиционной составляющей в размере 6 % от необходимой валовой выручки 42 328,80 43 271,00
0
0
щ м а ки а англ рмш а и а еж м ; i и ми га ; i м a ws5 s g м м м i i в ;имв;а
Эффект от экономии потерь достигается за счёт разницы утверждённых и фактически достигаемых потерь: фиксация потерь на уровне 16,87 % и постепенное снижение фактических потерь до 13 % (запланированный уровень, который предполагается достичь за счёт проведения мероприятий) позволяют направлять сэкономленные средства на дальнейшую модернизацию инфраструктуры.
Данный механизм закрепления потерь позволит территориальным сетевым организациям провести модернизацию электросетевой инфраструктуры, а далее, в соответствии с ФЗ-261, «по истечении указанного срока цены (тарифы) на соответствующие товары, услуги должны устанавливаться с учётом полученной такими организациями экономии от проведения этих мероприятий и обеспечивать эффект для потребителей от указанной экономии, в том числе путём снижения объёма потерь энергетических ресурсов при их передаче, подлежащего учёту при установлении регулируемых цен (тарифов) на услуги по передаче энергетических ресурсов».
Таким образом, по истечении 9-летнего срока установления норматива потерь на уровне 16,87 % дальнейшее установление тарифа на услуги по передаче электрической энергии возможно с учётом достигнутой экономии, то есть с установлением норматива потерь на уровне 13 %.
Воплощению данного способа реализации ФЗ «Об энергосбережении... » препятствует отсутствие чёткого механизма реализации данной формы стимулирования, прописанного в подзаконных актах. Тем не менее, решение проблемы предусмотрено ФЗ-261 (статья 25, п. 6), где указано, что «в целях закрепления долгосрочных параметров, учтённых при установлении долгосрочных тарифов, между органом государственной власти, органом местного самоуправления, осуществляющими функции в области регулирования тарифов, и организацией, осуществляющей регулируемые виды деятельности, заключается соглашение, определяющее права и обязанности сторон». Главный вопрос для электросетевых организаций - как будут зафиксированы объёмы потерь. Электросетевая организация должна быть уверена в том, что достигнутая экономия, полученная в ходе реализации мероприятий по энергосбережению, профинансированных за счёт собственных источников, точно останется в её распоряжении на срок не менее 5 лет, как на то указывает ФЗ-261. Исполнение обязательств со стороны государства в лице регулирующих органов будет являться главной гарантией выстраивания новой тарифной системы, новых взаимоотношений «регулирующий орган -регулируемая организация», стимулирующих регулируемые организации по собственной инициативе повышать энергоэффективность.
Ways of improving of tariff regulation methods for electricity grid organizations
K. I. Safonova,
Far-Eastern Federal University, professor of the Department of Economics and enterprise management, Ph.D., professor
S. A. Reshetnyak,
Far-Eastern Federal University, post-graduate student, «Prime Active Group», a specialist in investment planning and
tariff regulation
This paper considers approaches to optimizing tariff decisions in the process of harmonization and approval of tariffs of regulated organizations, identified the causes of constant growth of energy tariffs. Was identified the shortcomings of existing methods of tariff regulation and the problems arising as a consequence of low energy-efficiency of electricity grid organizations. There are suggested the ways of improving procedures for harmonizing the tariff solutions for local electricity grid organizations.
Keywords: natural monopolies, electricity grid organizations, energy-efficiency, tariff,
technological expense (losses) of electricity, method of economically justified costs, regulatory asset base method (RAB), long-term tariff regulation, local electricity grid organizations.
Литература
1. Средние цены производителей на отдельные виды промышленных товаров до 2009 г. (на основе ОКП). [Электронный ресурс]. Код доступа: http://www.gks.ru/free_doc/new_site/prices/prom/CENA-PR.xls.
2. Об утверждении Методических указаний по расчёту регулируемых тарифов и цен на электрическую (тепловую) энергию на розничном (потребительском) рынке: Приказ Федеральной службы по тарифам № 20-э/2 от 6 августа 2004 г.
3. Презентационные материалы к семинару «Новое в ценообразовании на рынке электроэнергии. Особенности расчётов за электроэнергию в 2011 г. Вопросы энергосбережения». [Электронный ресурс]. Код доступа: http://www.mosenergosbyt.ru/portal/page/portal/site/energy_market.
4. Воротницкий В. Э., Калинкина М. А., Апряткин В. Н. Мероприятия по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях энергоснабжающих организаций // Энергосбережение. - 2000. - № 2. [Электронный ресурс]. Код доступа: http://www.abok.ru/for_spec/articles.php?nid=206.
