Особенности формирования тарифов в топливно-энергетическом комплексе

рынок.

Экономическое обоснование общей потребности в финансовых средствах

Российского акционерного общества «ЕЭС России» и государственного

предприятия – концерна «Росэнергоатом» по видам регулируемой

деятельности, производится ими исходя из действующих норм и нормативов

расходования материальных, финансовых и трудовых ресурсов для

производственных, и социальных нужд, и прогнозируемых цен и тарифов.

Несмотря на утверждение основных документов, регламентирующих порядок

регулирования тарифов на энергию, до сих пор существует ряд серьезных

недостатков в нормативно-методических основах определения себестоимости и

тарифов, наиболее существенные из которых:

- отсутствие экономически обоснованных методов разнесения затрат на

топливо и капитальных вложений на тепло- и электроэнергию при

сооружении ТЭЦ и эксплуатационных расходов между отпускаемой

электрической и тепловой энергией;

- количественно не определены требования по качеству поставляемой

потребителю тепловой энергии, в первую очередь, показатели надежности

теплоснабжения.

Существующий подход к определению удельных капиталовложений при

проектировании ТЭЦ не учитывает особенностей комбинированного

производства тепловой и электрической энергии на ТЭЦ: все

капиталовложения в промышленное строительство относятся только к

установленной электрической мощности ТЭЦ. Именно по этой причине

капиталовложения в ТЭЦ в 1,5 раза и более выше, чем на КЭС. Такой подход

не может считаться правомерным, поскольку подавляющая часть сооружений и

оборудования ТЭЦ служат одновременно для производства тепла и

электроэнергии.

В области тарифов на электрическую и тепловую энергию переход к

рыночной экономике охарактеризовался отказом от централизован –

ного расчета и утверждения тарифов. Одновременно раскрылись возможности

для их совершенствования. Это относится как к методам обоснования уровня,

так и в разработке новых форм тарифов, а также развитию договорных

отношений энергоснабжающих организаций с потребителями.

Обоснование уровня тарифов всегда остается главным вопросом, от решения

которого зависят возможности нормальной эксплуатации и развития

электроэнергетики. Введение регулирования тарифов позволило обеспечить

условия для функционирования электроэнергетики в период инфляции. В этом

положительное значение применяемых методов регулирования тарифов. Однако

надо учитывать, что они обеспечивают лишь выживание электроэнергетики и

по мере развития рыночных отношений эти методы должны быть существенно

развиты, дополнены новыми принципами и подходами, учитывающими интересы

как отрасли, так и потребителей.

В работах одного из крупных отечественных специалистов по экономике

энергетики Денисова В.И., утверждается, что в развитой рыночной экономике

необходимо сочетать три подхода к обоснованию уровня тарифов. Первый

подход – затратный. Его использование позволяет определить минимально и

максимально допустимые уровни тарифов. Минимальное значение соответствует

уровню, при котором обеспечивается самоокупаемость энергосистемы, т.е.

возмещение затрат необходимых для нормального функционирования отрасли.

Прибыль в таком варианте в тариф не включается.

Максимальный уровень тарифа формируется как сумма затрат и нормативно

заданной прибыли. В стабильной рыночной экономике наиболее надежным

объективным методом определения допустимой прибыли является нормирование

рентабельности по отношению к стоимости основных фондов и нормируемых

оборотных средств. В стабильной экономике этот норматив может приниматься

в диапазоне 10-15% и по сути должен быть равен средней норме прибыли на

капитал, вложенный в промышленность. Определенный таким образом тариф

характеризует его предельно допустимый для отрасли уровень.

По мнению Денисова В.И., «при таком подходе отпадает широко

распространенная критика затратного метода ценообразования как

противоречащего законам рынка. Просто нужно согласиться, что рыночные

методы работают в диапазоне, ограниченном минимальным и максимальным

уровнем тарифов». Однако с такой позицией трудно согласиться, так как

очевидно, что при применении затратного метода, энергосистеме

гарантируется компенсация всех произведенных ею затрат, независимо от их

эффективности, что приводит к отсутствию стимулов к удешевлению

производства энергии и ее сбережению.

Второй подход к обоснованию уровня тарифов, предлагаемый Денисовым,

базируется на согласовании спроса и предложения: «Он дополняет затратный

метод, а не исключает его из расчетов. Баланс спроса и предложения может

влиять на тарифы отрасли следующим образом. Если имеются избытки мощности

и энергии, то энергосистеме выгодно пойти на некоторое снижение тарифов с

целью расширения рынков сбыта и увеличения за счет этого массы прибыли.

При дефиците мощности и энергии энергосистема будет стремиться к

повышению тарифов, сдерживать спрос и накапливать деньги на свое

развитие».

По всей видимости, возможности применения такого метода в России весьма

ограничены, так как в большинстве регионов всегда наблюдается постоянная

нехватка энергии, что при условии монопольного положения энергосистем и

отсутствии жесткого их регулирования приводит лишь к тенденции увеличения

тарифов без необходимого развития мощностей.

Третий подход к обоснованию уровня тарифов связан с выбором

рациональных пропорций в ценах на основные взаимозаменяемые

энергоносители: уголь, природный газ, нефть (мазут), электрическую и

тепловую энергию. Разработка соотношений цен на энергоносители является

задачей государственной важности. Это подтверждается результатами

политики цен на продукцию ТЭК, которая осуществлялась на протяжении

последних 30-35 лет. В топливном балансе электростанций России удельный

вес природного газа составляет около 60%, а мазута – 13%. Таким образом,

на долю угля, если учесть остальные виды топлива, остается менее 27% при

том, что по запасам уголь вне конкуренции. Сжигается же самое ценное,

самое технологичное топливо. Ни одна развитая страна мира не имеет такого

искаженного топливного баланса электростанций. Следствием же недооценки

роли угля является отставание в технологиях, обеспечивающих охрану

окружающей среды.

Политика в ценообразовании на продукцию топливно-энергетического

комплекса должна строиться таким образом, чтобы крупные потребители

топлива и прежде всего электростанций были заинтересованы в сжигании

угля. Природный газ и мазут должны быть дороже, а замыкать пирамиду цен

на энергоносители должны тарифы на электроэнергию.

Очевидно, что проведение в жизнь перспективной государственной политики

цен на продукцию ТЭК приведет к резкому различию в рентабельности его

отдельных отраслей, в том числе к убыточности угольной промышленности.

Однако необходимо отметить, что экономике России важно нормальное

функционирование целого, а не отдельных частей. В данном случае целым

является топливно-энергетический комплекс, а не входящие в него отрасли.

Для комплекса должна в принципе рассчитываться единая базовая цена на

единицу продукции, в данном случае на единицу тонны условного топлива, а

затем дифференцироваться по видам энергоносителей и районам.

При предлагаемом подходе уголь будет убыточным, а газ, нефть и

электроэнергия могут стать сверхприбыльными. Эта сверхплановая прибыль,

учитываемая в тарифах и ценах потребителей, должна полностью или частично

перечисляться в централизованный фонд с последующим расходованием ее на

дотации угольной промышленности, а возможно, и для компенсации убытков от

введения льготных тарифов на энергию и цен на топливо для отдельных

потребителей.

Изложенный подход формирования цен на топливо и энергию в условиях

стабилизирующейся экономики требует серьезной проработки и поэтапной

реализации. При этом важнейшим условием остается жесткий государственный

контроль над обоснованностью тарифов.

Известно, что основной особенностью энергетики как отрасли

промышленности является единство процесса производства и потребления

энергии и соответственно, зависимость объема производства продукции от

уровня и режима потребления электрической и тепловой энергии. В условиях

постоянно меняющихся во времени характера и размера потребления энергии,

при совместной работе в энергосистеме электростанций с различным

техническими уровнями (КЭС, ГЭС, ТЭЦ, мощность, маневренность и пр.) и

экономическими показателями, достижение максимальной эффективности

(минимума затрат) возможно только путем предварительной разработки

соответствующих планов режимов работы всего оборудования энергосистемы.

Исходя из прогнозируемых объемов потребления энергии и, соответственно,

производственной программы, определяются все составляющие сметы затрат на

производство и распределение энергии. Именно это обстоятельство и

обуславливает вероятностный характер значительного числа позиций сметы

затрат. Поэтому и точный учет всех составляющих затрат на перспективный

период не представляется возможным. Это вызывает необходимость при

формировании тарифов в их уровень закладывать возможные затраты, которые

могут быть и не осуществлены.

В случае, если по каким-либо причинам, не зависящим от деятельности

персонала энергоснабжающей организации, в отчетном периоде затраты

завышены (занижены), то их превышение (снижение) должно быть учтено при

обосновании уровней тарифов, устанавливаемых энергоснабжающей

организацией для потребителей на период регулирования. При этом очевидно,

что они должны отражать объективность затрат (их экономию) в зависимости

от режима потребления и производства, структуры генерирующих мощностей,

привлекаемых к покрытию графика нагрузки, структуры и объемов потребления

отдельных видов топлива, а также требуемого уровня надежности

энергоснабжения отдельных категорий потребителей.

Анализ объективности затрат должен проводиться по каждой статье сметы

затрат за отчетный период и учитываться при формировании и согласовании

предлагаемых уровней тарифов. При рассмотрении объективности затрат

энергоснабжающей организации при формировании уровней тарифов на

перспективный период следует исключать попытки безосновательного урезания

отдельных статей. Практически полная прозрачность сопоставления

закладываемых и фактически осуществляемых затрат (с некоторым лагом

времени, который, как правило, не превышает 3-6 месяцев) позволяет

достаточно объективно учитывать все отклонения как по вине

производственной деятельности персонала, так и по не зависящим от его

усилий причинам.

Такой механизм корректировки затрат может распространяться на все

статьи затрат за исключением расходов на технологическое топливо и

заработную плату (основную и дополнительную) в себестоимости продукции.

Важное значение при формировании тарифов на электро - и теплоэнергию

при их совместном производстве является обоснованное разнесение затрат

между ними.

Существует несколько методов разнесения затрат:

1. Физический, когда вся экономия топлива от комбинированной выработки

тепловой и электрической энергии на ТЭЦ относится на электрическую

энергию; значительная часть остальных текущих затрат (кроме затрат на

топливо) распределяются на отпущенную тепловую и электрическую энергию

пропорционально расходу топлива, то есть все преимущества

теплофикационного цикла отнесены на производство электроэнергии.

2. Эксергетический. Когда преимущества комбинированного теплофикационного

цикла приходятся на отпуск тепловой энергии,в качестве полезной

продукции признается лишь та часть энергии, которую можно

преобразовать в механическую работу (эксергию).

3. Нормативный метод распределения расхода топлива на ТЭЦ между

электрической и тепловой энергией. Предусматривающий распределение

топлива между электрической и тепловой энергией, вырабатывыемой на

ТЭЦ, пропорционально расходу топлива при выработке того же количества

электрической и тепловой энергии в раздельной схеме, распределение

постоянных затрат производится пропорционально стоимости топлива,

относимой на производство тепла и электроэнергии.

4. Рыночный, когда тариф на тепло для котельных устанавливается с учетом

дотаций, тариф на тепло для ТЭЦ должен быть не выше, чем для

котельных, а все остальные затраты по ТЭЦ отнесены на электроэнергию.

5. Метод, основанный на приравнивании показателей ТЭЦ по отпуску

электроэнергии к показателям КЭС.

До 1995г. весь эффект от совместного производства относился на

электроэнергию (применялся физический метод), что приводило к завышению

тарифов на теплоэнергию. В настоящее время применяется в основном

нормативный метод.

Другим важным вопросом, оказывающим влияние на уровень тарифов,

являются источники привлечения средств для финансирования инвестиционных

программ развития электроэнергетики. Практика показывает, что источниками

финансирования капиталовложений можно считать:

- самофинансирования предприятий (амортизация и прибыль);

- инвестиционный кредит банков и других инвестиционных институтов;

- государственные ассигнования;

- средств фондов внебюджетного финансирования;

- свободные средства предприятий, заинтересованных в расширении

производственной деятельности энергетических предприятий;

- свободные денежные средства населения, привлекаемые путем продажи

акций и других ценных бумаг.

До недавнего времени основным источником финансовых ресурсов для

осуществления капитальных вложений служили внебюджетные инвестиционные

фонды предприятий, которые по своей сути являются специализированным

налогом, включаемым в тарифы на энергетические ресурсы. Возможности двух

последних методов – наиболее рыночных – до настоящего времени не

дооцениваются.

В области использования тарифов в целях регулирования режимов

энергопотребления в настоящее время разработаны многочисленные методы их

дифференциации:

1. Разделение потребителей тепло- и электроэнергии по значению

присоединенной мощности и заявленному объему потребления.

Устанавливается несколько границ раздела потребителей электроэнергии

по мощности, например 100,750, 3000, 5000, 10000 кВт и выше.

Для каждой группы может быть рекомендован набор возможных видов тарифов и

соответствующих требований к учету потребления мощности и энергии, так же

– и для потребителей теплоэнергии. Этот метод требует введение системы

многоставочных тарифов, включающей:

- плату за заявленную мощность, участвующую в максимуме энергосистемы;

- плату за собственный заявленный максимум;

- плату за присоединенную мощность;

- абонентную плату за потребляемую энергию.

2. Применение временной дифференциации тарифов на энергию:

- по сезонам года, - по дням недели, - по часам суток.

3. Изменение тарифной ставки по мере роста потребления энергии:

- в сторону увеличения – прогрессивные ставки;

- в сторону уменьшения – регрессивные ставки.

Возможности применения многоставочных тарифов характеризуются данными

(таблица 1).

Из всего набора многоставочных тарифов в настоящее время широко

применяется только двухставочный тариф с платой за мощность, участвующую

в максимуме нагрузки энергосистемы. Проходит экспериментальную проверку

двухставочный тариф с абонентной платой. Его внедрение не требует

изменения действующей системы учета потребления энергии, а нуждается лишь

в изменении договорных отношений с потребителем, причем тарифные ставки

формируются на основе утвержденного тарифа по простейшей методике. Не

требует специального приборного учета и применение двухставочного тарифа

с платой за присоединенную мощность. Но этот тариф в настоящее время

нуждается в специальной проработке. Хотя до 1981 года включительно такой

тариф действовал.

Все остальные виды многоставочных тарифов требуют проведения исследования

по обоснованию тарифных ставок и проработки условий по их применению.

Кроме того, для их внедрения нужны новые приборы учета. Часть таких

приборов разработана, но еще не применяется в массовом порядке, часть

находится на стадии разработки, а по некоторым видам приборов даже не

сформулированы технические условия.

Как итог можно выделить следующие основные задачи государственного

регулирования цен в естественных монополиях:

- обеспечение баланса интересов потребителей (доступные цены) и

регулируемых предприятий (финансовые результаты, привлекательные для

кредитов и инвесторов);

- определение структуры тарифов на основе принципов справедливого и

эффективного отнесения издержек на тарифы для различных типов

потребителей;

- стимулирования предприятий отраслей – естественных монополий к

сокращению издержек и излишней занятости, улучшению качества

обслуживания, повышению эффективности инвестиций и т.д.

- использование возможностей ценовых механизмов регулирования при

проведении стабилизирующей макроэкономической политики;

- управление развитием экономики в регионах.

Если сформулировать региональные проблемы, которые могут решаться с

помощью тарифов на электрическую и тепловую энергию, то они заключаются в

следующем:

- выравнивание и дифференциация тарифов по субъектам Российской

Федерации с целью обеспечения равномерного их развития;

- управление режимами электро- и теплопотребления;

- стабилизация экономического положения энергообъектов и их объединений

при заблоговременном не запланированном снижении спроса на энергию;

- стимулирование увеличения или снижения спроса на энергию отельными

потребителями или группами потребителей и соответственно регулирование

их экономической активности.

В заключении можно сделать следующие выводы:

1. В условиях перехода к рыночным отношениям естественные монополии

должны подвергаться жесткому государственному регулированию, иначе они

неизбежно будут стремиться злоупотреблять своей рыночной властью. При

этом, как показывает зарубежный опыт, возникает множество сложных

проблем, связанных с обеспечением эффективности государственного

регулирования.

2. Одной из основных причин разразившегося экономического кризиса в

России является ценовая политика естественных монополий.

3. Система государственного регулирования естественных монополий в России

на современном этапе развития не способна обеспечить нормальный

процесс ценообразования в народном хозяйстве нашей страны. В связи с

этим необходимы срочные меры по дальнейшему совершенствованию этой

системы.

4. Среди уже созданных механизмов формирования цен в естественных

монополиях наиболее развитым является деятельность Федеральной и

региональных энергетических комиссий. Тем не менее до сих пор в

большинстве регионов России действуют завышенные тарифы на энергию, а

в ряде других регионов – заниженные тарифы, не обеспечивающие

нормального развития энергосистем.

5. Пути дальнейшего совершенствования механизмов государственного

регулирования цен на продукцию отраслей – естественных монополий лежат

в разумной и постепенном применении мер, сочетающих зарубежный опыт в

этой сфере народного хозяйства и требования внутренних российских

условий.

Приложение

Таблица 1

|Виды тарифов |Характер задачи |Способ воздействия |

|Двухставочные тарифы с |Управление режимами |Пониженная ставка во |

|платой за заявленную |потребления |внепиковые часы |

|мощность или максимум | | |

|Все виды двухставочных |Стабилизация |Авансовый расчет за |

|тарифов |экономического положения|заявленную мощность или |

| | |заявленный объем |

| | |потребления энергии |

|Дифференцированные во |Управление режимами |Пониженная ставка во |

|времени |потребления |внепиковые часы |

| |Ограничение потребления | |

|Блочные: | | |

| |Стимулирование |Увеличение тарифной |

|прогрессивные |потребления и, как |ставки с ростом |

| |следствие, выравнивание |потребления |

|регрессивные |графика н0агрузки |Уменьшение тарифной |

| | |ставки с ростом |

| | |потребления |

Список литературы

1. Цапелик В.Е. Регулирование естественных монополий // Общество и

экономика.-1996. -№8.

2. Вильсон Дж., Цапелик В.Е. Естественные монополии в России: история и

перспективы развития системы регулирования // Вопросы экономики.

–1995. -№11.

3. Золотухин В.Г. Ценовая дискриминация – главный фактор распространения

неплатежей в экономике России // Общество и экономика. –1996. -№7

4. Яркин Е.В. Особенности регулирования тарифов на энергию в условиях

акционерной формы собственности // Электрические станции. –1994г. -

№6.

5. Денисов В.И. Задачи совершенствования тарифов при переходе к рыночным

отношениям //Электрические станции. –1994. -№6

6. Постановление Правительства Российской Федерации от 4 февраля 1997г.

№121 «Об основах ценообразования и порядке государственного

регулирования и применения тарифов на электрическую и тепловую

энергию».

Содержание

Содержание………………………………………………………………..2

Введение…………………………………………………………………………..3

1. Причины государственного вмешательства в хозяйственную

деятельность естественных монополий………………………………….4

2. Общий порядок формирования тарифов на электро – и теплоэнергию в

России……………………………………………………………………….. 9

3. Методы расчета обоснованного уровня тарифов…………………………13

Заключение………………………………………………………………………19

Приложение……………………………………………………………………...20

Список литературы……………………………………………………………...21

Страницы: 1, 2