Совершенствование методики дифференциации тарифов на электроэнергию для различных групп потребителей.
Оснований для дифференциации тарифов на электроэнергию для различных групп потребителей, два:
1. Стоимостное основание для дифференциации тарифов: стоимость производства, передачи и сбыта электроэнергии для отдельных групп потребителей различна. При этом стоимость производства энергии практически не зависит от группы потребителей. На оптовом рынке цены на электроэнергию изменяются в зависимости от часа и узла покупки, но не от категории потребителя. Стоимость передачи энергии различна для потребителей разного уровня напряжения, зависит от объема потребления и категории надежности (наличия резервирования). Также стоимость передачи существенно выше для тех потребителей, которые подключены к сети с большей протяженностью, чем средняя протяженность сети для соответствующего уровня напряжения (сельские и удаленные промышленные потребители). Стоимость сбыта зависит от множества факторов, но, как правило, существенно выше в расчете на 1 кВт•ч для мелких потребителей, удаленных потребителей (дополнительные затраты на транспорт), потребителей с неровным или непредсказуемым графиком потребления (возрастают расходы на покупку отклонений), низкоплатежеспособных потребителей (расходы на проценты по кредиту, на мероприятия по ограничениям, судебные издержки, риск банкротства и списания долга).
2. Маркетинговое основание для дифференциации тарифов: ценность электроэнергии для каждого потребителя различна, при этом потребители имеют неравные финансовые возможности. Поэтому в деловой практике многих компаний присутствует разумная ценовая дискриминация: перенос большей тяжести на платежеспособных потребителей, которые нечувствительны к изменению цены, и скидки менее платежеспособным группам (которые в случае обычной цены резко снизили бы потребление или резко ухудшили график оплаты), скидки на дополнительный объем товара, который в случае обычной цены не был бы куплен (в энергетике эту роль выполняет двуставочный тариф, когда дополнительная энергия оплачивается по цене переменных затрат+прибыль).
В работе установлено, что в настоящее время при дифференциации тарифов господствуют следующие тенденции:
• стоимостное основание для дифференциации тарифов является преобладающим (дифференциация по уровням напряжения);
• при дифференциации по стоимости на данный момент не учитываются уровень надежности (резервные линии), а также дифференциация по стоимости сбытовых услуг;
• необоснованно даны преимущества потребителям, подключенным к шинам подстанции (п. 45. Методических указаний по расчету регулируемых тарифов и цен на электрическую (тепловую) энергию на розничном (потребительском) рынке (далее – Методика);
• маркетинговая дифференциация, за исключением двуставочного тарифа, в методиках не упоминается;
• любые попытки маркетинговой дифференциации тарифов (построения тарифного меню, отличного от жестко заданной Методики) считаются перекрестным субсидированием (которое должно быть ликвидировано) либо необоснованным перераспределением тарифного бремени на одних потребителей за счет других.
Проведенный в работе анализ существующей Методики расчета имеет, по мнению соискателя, несколько недостатков:
Во-первых, плата за содержание сети рассчитывается так, что потребители низкого напряжения вынуждены содержать часть высокого напряжения и среднего напряжения в доле своего перетока по этим сетям, а потребители среднего – часть высокого напряжения. Этот метод необоснованно завышает тариф на передачу на низком напряжении.
Во-вторых, в соответствии с п. 45 Методики, потребители, подключенные напрямую к шинам подстанции, должны рассчитываться по тарифу наивысшего напряжения подстанции. Это создает некорректное перераспределение тарифной нагрузки. Таким образом, применение п. 45 приводит к необоснованному обратному перекрестному субсидированию: население, бюджетные организации и сельхозпотребители должны субсидировать некоторых промышленных потребителей. Усугубляется это тем, что такое обратное перекрестное субсидирование невидимо: Методика выдает за «экономически обоснованный тариф по уровням напряжений» искаженный обратным перекрестным субсидированием тариф.
В работе автором предлагаются основные принципы альтернативной Методики расчета тарифа. Их суть заключается в следующем: регулирующий орган устанавливает необходимую валовую выручку (НВВ) сетевой компании на следующий год без учета прочих доходов, в т.ч. платы за подключение (цена на которую договорная). Если в предыдущем году сетевая компания установила тарифы по группам потребителей и уровням напряжения так, что величина фактически полученной НВВ оказалась выше, то величина НВВ следующего года уменьшается на эту величину с учетом коэффициента, учитывающего процент платы за пользование кредитными ресурсами.
НВВ сетевой компании распределяется самой сетевой компанией по группам потребителей следующим образом (рисунок 4):
• содержание оборудования (линий и подстанций) распределяется между промышленными потребителями по объему потребления;
• могут выделяться группы потребителей, имеющих 1 и 2 категории надежности. В этом случае тариф на содержание для них будет выше с учетом того, что они оплачивают большее количество условных единиц оборудования (резервирующее оборудование);
• плата за содержание Федеральной сетевой компании (ФСК) распределяется с учетом того, что объем перетоков по межсистемным сетям, как правило, сильнее зависит от режимов потребления крупной промышленности, чем от потребления мелких и бытовых потребителей.
В работе обосновывается практическое предложение для электроэнергетических компаний, что в будущем сбытовая надбавка гарантирующего поставщика (ГП) и ее распределение по группам потребителей не должны регулироваться, за исключением отдельных случаев завышения гарантирующим поставщиком цены и получения сверхрентабельности (например, 200–300%). Эти случаи подлежат разбирательству в антимонопольной службе (ФАС) и только по иску потребителей, с которыми ГП не смог достичь мирового соглашения по урегулированию величины надбавки.
Существует естественная сезонность платежей – объективная реальность для всех ГП. Связано это с тремя факторами: сезонность в потреблении
Рис. 4. Целевая структура отрасли электроэнергетики к 2008 году
энергии, распределение выходных и праздничных дней в течение года и сдвиг периода платежа относительно периода потребления (весь платеж или значительная его часть за текущий месяц поступает до 15 числа следующего месяца). Рассчитывается нормативный уровень сезонного процента по кредитам, включаемый в надбавку ГП. В экономике существует некоторый уровень банкротств, т.е. периодическое появление неплатежеспособных компаний среди потребителей ГП. Ранее этот риск лежал на АО-энерго, и уже тогда он был одной из существенных статей затрат, явно или неявно присутствующих в тарифе на электроэнергию. Теперь этот риск полностью лежит на ГП. Этот риск может быть учтен, по мнению соискателя, следующими способами:
• безнадежная к взысканию дебиторская задолженность прошлых периодов, по которой имеются юридические подтверждения о невозможности взыскания (решения судов), включается в надбавку ГП в следующем периоде регулирования;
• кроме того, в надбавку ГП включается нормативный уровень платежей по кредитам, связанный с естественным уровнем неплатежеспособности потребителей в периоде регулирования. При этом учитывается доля потребления, равная доле числа предприятий, проходящих процедуры банкротства, от числа всех зарегистрированных на территории региона предприятий по последним имеющимся статистическим данным. Для населения учитывается доля населения в регионе, живущая ниже прожиточного минимума. Для бюджетных организаций – процент дефицита местного бюджета.
• В соответствии с проектом Правил розничного рынка, деятельность ГП регулируется набором коэффициентов. Это достигается путем включения в надбавку ГП дополнительной прибыли на формирование оборотного капитала или на ликвидацию убытков прошлых лет в балансе для приведения его в соответствие с нормативными коэффициентами (с запретом на выплату этой части прибыли в качестве дивидендов).
Согласно «Методическим указаниям по расчету регулируемых тарифов и цен на электрическую (тепловую) энергию на розничном (потребительском) рынке», утвержденным Приказом Федеральной службы по тарифам от 6 августа 2004 г. № 20-э/2 (далее – «Методические указания») формирование тарифов на поставляемую электроэнергию осуществляется исходя из принципа обязательного раздельного учета организациями, осуществляющими регулируемую деятельность, объемов продукции, доходов и расходов по производству, передаче и сбыту энергии, а основным методом расчета тарифов является метод экономически обоснованных расходов, по которому тарифы рассчитываются путем деления величины необходимой валовой выручки на объем производства продукции (услуг), определяемый на основании сводного баланса производства и поставок электрической энергии. Для оценки обоснованности тарифов в первую очередь необходимо проанализировать расходы АО-энерго.
Тарифы на электрическую и тепловую энергию представляют сумму средней стоимости единицы электрической (тепловой) энергии, включая цену ее покупки на оптовом рынке, а также стоимости электрической энергии собственного производства; суммарной стоимости услуг по передаче энергии, услуг по оперативно-диспетчерскому управлению и иных услуг, включая сбытовые надбавки и плату за балансировку.
В необходимую валовую выручку включаются планируемые на расчетный период регулирования расходы, уменьшающие налоговую базу налога на прибыль организаций (расходы, связанные с производством и реализацией продукции (услуг), и внереализационные расходы), и расходы, не учитываемые при определении налоговой базы налога на прибыль (относимые на прибыль после налогообложения). К недостаткам действующих «Методических указаний» и «Основ ценообразования в отношении электрической и тепловой энергии в Российской Федерации» следует отнести то, что в них отсутствует полный перечень экономически обоснованных расходов, на основании которых определяются тарифы на электроэнергию.
Тарифы на электроэнергию (мощность), поставляемую потребителям, устанавливаются одновременно в 3 вариантах: одноставочный тариф (полная стоимость 1 кВтч поставляемой электроэнергии), двухставочный тариф (ставка за 1 киловатт-час электроэнергии и ставка за 1 кВт электрической мощности), одноставочный (двухставочный) тариф, дифференцированный по зонам (часам) суток.
Экономически обоснованный средний одноставочный тариф (цена) продажи электроэнергии, поставляемой на региональный рынок, рассчитывается по формуле:
Тэгк(ср) = НВВЭ / ЭОТП , (руб./тыс.кВтч), где:
НВВЭ – необходимая валовая выручка на производство электроэнергии; ЭОТП – отпуск электроэнергии в сеть.
Экономически обоснованный тариф (цена) на тепловую энергию, предлагаемый на рынок тепловой энергии, определяется по формуле:
Ттгк(ср)= НВВТ / QОТП (руб./Гкал), где:
НВВТ – необходимая валовая выручка на производство тепловой энергии;
QОТП – отпуск тепловой энергии в сеть.
При анализе расходов, относимых на себестоимость продукции АО-энерго, в соответствии с «Методическими указаниями» и «Основами ценообразования в отношении электрической и тепловой энергии в Российской Федерации» рассмотрены следующие статьи расходов: амортизационные отчисления; расходы на оплату труда; отчисления на социальные нужды; расходы на вспомогательные материалы; расходы на выполнение ремонтных работ; расходы на работы и услуги производственного характера; налоги и другие обязательные платежи, включаемые в себестоимость; расходы на страхование; плата за услуги, оказываемые ОАО «ФСК ЕЭС»; другие затраты, относимые на себестоимость. При анализе экономической обоснованности внереализационных расходов учтены расходы на услуги банков и налог на имущество. При анализе экономической обоснованности расходов, не учитываемых в целях налогообложения, приняты во внимание капитальные вложения производственного характера; дивиденды; денежные выплаты социального характера; налог на прибыль.
В сводном виде анализ обоснованности затрат на 2009 г. представлен в табл. 3.1.
Таблица 3.1. Анализ обоснованности затрат на поставку электроэнергии по ОАО «Мосэнерго» на 2009 г. (тыс. руб.)
Показатели
2007
план отклонение
амортизационные отчисления 202 174 -
расходы на оплату труда 469 626 29 192
отчисления на социальное
налогообложение 123 981 7 706
расходы на вспомогательные
материалы 93 569 19 919
расходы на выполнение ремонтных работ 178 421 19 626
расходы на работы и услуги производственного характера 209 616 71 348
налоги и другие обязательные платежи, включаемые в себестоимость 1 191 -
расходы на страхование 60 548 -
плата за услуги ОАО «ФСК ЕЭС» 494 627 -
другие затраты, относимые на себестоимость продукции 154 503 119 807
расходы на услуги банков 32 350 -
налог на имущество 12 500 -
капитальные вложения
производственного
характера 148 517 -
дивиденды 13 496 2 976
социальные денежные выплаты 36 550 10 705
налог на прибыль 73 559 16 832
Оптимизация затрат энергокомпаний должна происходить посредством усиления государственного регулирования энергетической отрасли, оптимизации деятельности Федеральной службы по тарифам и Региональных энергетических комиссий, внедрения в практику оценки перспективных планов финансово-хозяйственной деятельности АО-энерго с их последующей верификацией независимыми аудиторскими компаниями, разработкой программы привлечения долгосрочных инвестиций, координации проведения реформ в различных отраслях ТЭК, ужесточения ответственности представителей государства в энергокомпаниях .
Предложения по совершенствованию государственного регулирования тарифной политики энергетических предприятий таковы.
1. Необходимо внести изменения в законодательные, нормативные и
соответствующие правительственные документы в части усиления
государственного регулирования тарифообразования в энергетической отрасли
путем утверждения тарифных ориентиров на весь период действия реформ.
Одним из вариантов решения могло бы стать замораживание тарифов для
населения на переходный период.
2. Структурная несогласованность реформы электроэнергетики с другими
ключевыми реформами (реформой угольной и газовой отраслей, реформой
ЖКХ, межбюджетных отношений) приводит к многочисленным упущениям со
стороны государства в контроле за отраслью, что также негативно сказывается на тарифах. Необходима координация реформ, что должно стать одной из главных задач исполнительной власти.
3. Постепенное устранение перекрестного субсидирования – занижения тарифов для населения за счет их завышения для других категорий потребителей необходимо, однако сегодня ясно, что поэтапная ликвидация перекрестного субсидирования приведет к росту стоимости электроэнергии для населения. В то же время до сих пор нет согласованного порядка снижения затрат энергокомпаний, устранения необоснованных издержек, искоренения завышения стоимости работ, и основная ответственность за сложившуюся ситуацию лежит на представителях государства в энергетической отрасли. Снижение затрат АО-энерго могло бы существенно снизить нагрузку на бюджеты домохозяйств.
4. Опережающий рост затрат на ремонты и техническую модернизацию в связи со старением оборудования, а также необходимость ввода нового оборудования взамен выработавшего свой ресурс, порождают необходимость уточнения инвестиционной стратегии в энергетическом комплексе страны. Существующие механизмы привлечения инвестиций (короткие сроки привлечения, высокие процентные ставки, обременения активов) в перспективе способны дополнительно увеличить тарифы на электроэнергию.
Реформа энергетики и смежных отраслей – одни из самых социально значимых преобразований за все годы существования новой России. Государство должно выступить гарантом того, что в процессе реформ нагрузка на предприятия и на бюджеты домохозяйств не станет непомерным бременем, ведущим к снижению уровня жизни населения.
|
обратная связь
