 |
ТАРИФНО-БАЛАНСОВЫЕ РЕШЕНИЯ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ
АЛЬТЕРНАТИВНЫЙ ПОДХОД
Александр Школьников, заместитель директора по закупкам ОАО «Смоленскэнергосбыт»
В прошлом номере журнала («Новости ЭлектроТехники» № 6(36) 2005) Александр Владимирович Школьников начал разговор о тарифно-балансовых решениях в электроэнергетике, высказав свой личный взгляд на вопросы утверждения предельных уровней тарифов, платы за технологическое присоединение к электрическим сетям, проблемы коммерческих и транзитных потерь.
Сегодня автор высказывает свои соображения по особенностям формирования конечного тарифа для потребителей, тарифов для региональных и местных сетевых компаний, описывает основные принципы предлагаемой методики расчета сетевых тарифов.
Конечный тариф для потребителя
Оснований для дифференциации тарифов на электроэнергию для различных групп потребителей, по мнению автора, 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 (исключение – потребители с ровным графиком нагрузки, так называемые «базовые», улучшающие режим работы электростанций). 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 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.
Системами, способствующими эффективной маркетинговой политике, являются (по возрастанию эффективности):
- корректная методика дифференциации тарифов на передачу по группам напряжений с учетом как напряжения в точке подключения, так и средней доли сетевого имущества, необходимого для энергоснабжения данной группы (степень резервирования). Корректная методика расчета дифференцированных сбытовых надбавок;
- возможность сетевых компаний самостоятельно формировать свою маркетинговую политику в рамках заданной (регулируемой) необходимой валовой выручки (НВВ) сети и некоторых ограничений (максимальный тариф для потребителя, максимальный тариф для населения). Регулирование только сбытовых надбавок гарантирующих поставщиков;
- система свободных цен на оптовом и розничном рынках в совокупности с правом сетевых компаний самим формировать маркетинговую политику при заданной НВВ сетевой компании.
Основные принципы расчета тарифа для региональной и местной сетевой компании
Существующая Методика расчета имеет, на взгляд автора, несколько недостатков:
1. 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, поскольку не учитывает следующих важных особенностей сетевой деятельности:
Электростанции вырабатывают энергию на среднем (генераторном) напряжении. Там, где отсутствуют промышленные потребители, передача сравнительно небольших объемов осуществляется только на среднем напряжении с последующим понижением его до низкого. Линии и подстанции высокого напряжения существуют лишь постольку, поскольку в данных узлах есть промышленные потребители. С этой точки зрения население, низковольтные бюджетные и сельскохозяйственные потребители вообще не должны оплачивать содержание линий высокого (110 кВ и выше) напряжения, оплачивая содержание только линий НН, а также линий СН1 и СН2 в доле своего потребления.
Многие потребители высокого и среднего напряжения – крупные предприятия с высокой категорией надежности. Для обеспечения их надежности построены и содержатся резервные линии, мощность подстанций повышена с учетом возможных колебаний нагрузки подобных потребителей. Однако в существующей Методике затраты на обеспечение надежности крупных промышленных потребителей в значительной мере перекладываются на мелких потребителей низкого напряжения, с низкой степенью надежности (в т.ч. на население и бюджетных потребителей), что является несправедливым перераспределением тарифной нагрузки.
2. 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:
Потребители, которые получают энергию на ВН и при этом сами построили, содержат и эксплуатируют понижающие и распределительные устройства, вынуждены платить по такому же тарифу, как и те потребители, которые сами подобные устройства не строили, но именно для них в непосредственной близости сетевая компания возвела, содержит и эксплуатирует понижающие подстанции. Происходит необоснованное уравнивание тарифов для совершенно разных групп потребителей, искажаются стимулы для потребителя самому брать на себя часть сетевых инвестиционных затрат (строительство собственных понижающих подстанций).
На первый взгляд, п. 45 отражает факт близости потребителя к основным энергоузлам, однако на практике это не так: многие из потребителей, претендующих на расчеты с учетом п. 45, находятся на значительном удалении от основных узлов генерации. Ради их энергоснабжения были построены длинные высоковольтные линии электропередачи с понижающими подстанциями на конце (в непосредственной близости от потребителя). Реальные затраты на энергоснабжение данных потребителей с учетом длины сети, необходимости содержания понижающей подстанции и резервного оборудования будут существенно выше средних затрат для потребителей на СН1 или СН2.
Методика требует, чтобы баланс перетоков по уровням напряжения сети был составлен с учетом п. 45. Это искажает реальную картину, в т.ч. с точки зрения процента потерь в сети, приводя к еще большему необоснованному переносу нагрузки на потребителей низкого напряжения.
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.
Решения проблемы п. 45 могут быть следующие:
а) отмена п. 45;
б) применение п. 45 отдается на усмотрение РЭК региона;
в) вариант, когда регулятор устанавливает только НВВ сетевой компании, а по напряжениям эту НВВ сетевая компания разбивает сама, т.е. самостоятельно формирует свою маркетинговую политику.
Основные принципы альтернативной Методики расчета сетевого тарифа
Методика должна носить рекомендательный характер.
Определение НВВ сетевой компании
Регулирующий орган устанавливает 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 (за исключением НВВ, полученной благодаря росту полезного отпуска).
Распределение НВВ сетевой компании по группам напряжений
НВВ сетевой компании распределяется самой сетевой компанией по группам потребителей следующим образом:
- содержание оборудования (линий и подстанций) ВН (110 кВ и выше) распределяется между промышленными потребителями ВН, СН1 и СН2 по объему потребления (из распределения затрат на содержание ВН исключается население, прочие потребители на НН, бюджетные потребители, кроме промышленности и сельского хозяйства);
- 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);
- содержание оборудования СН1, СН2 и НН распределяется между потребителями этих напряжений;
- затраты на транспорт (покупку потерь) распределяются принятым в действующей Методике способом – он корректно отражает тот факт, что при доставке 1 кВт•ч для потребителей более низкого напряжения определенное количество энергии в определенной пропорции должно быть потеряно и в сетях более высоких классов напряжений;
- плата за содержание 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;
- при отнесении того или иного потребителя к определенному уровню напряжения используется напряжение в точке подключения. Однако до расчета тарифа на передачу потребитель может обратиться в РЭК и сетевую компанию с обоснованием необходимости расчета по другому уровню напряжения или индивидуального тарифа на передачу. Например, потребитель, запитанный от электростанции по выделенной линии, или потребитель, расположенный в непосредственной близости от подстанции (не обязательно подключенный к шинам), при условии что данная подстанция не построена преимущественно для снабжения данного потребителя (или группы претендующих потребителей), могут поднять вопрос о расчете по индивидуальному тарифу на передачу при обязательном условии сохранения НВВ сетевой компании.
Основные принципы расчета тарифа для гарантирующего поставщика
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.
В тот период, пока ЭСК (ГП) будет регулироваться, в его НВВ необходимо включение некоторых составляющих.
Плата за минимальную финансовую устойчивость
Существует естественная сезонность платежей – объективная реальность для всех ГП. Связано это с тремя факторами: сезонность в потреблении 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 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). При этом учитывается разделительный баланс АО-энерго на начало деятельности ЭСК, получающей статус ГП, и не учитываются все изменения, произошедшие до начала периода регулирования (т.е. отрицательный финансовый результат менеджмента ЭСК не компенсируется, а положительный – не штрафуется).
Стоимость работы на балансирующем рынке
Выпадающие доходы, которые ГП несет на ОРЭ, делятся на 2 группы:
- связанные с неэффективной работой на ОРЭ, применением ошибочных стратегий и неточным прогнозированием. Такие выпадающие доходы не подлежат компенсации в сбытовой надбавке ГП;
- связанные с объективными факторами – особенностями законодательства, правил и регламентов, а также более высокой ценой на отклонения и наличием некоторого естественного фона отклонений почасового потребления, не поддающегося прогнозированию. Такие выпадающие доходы должны подлежать компенсации в сбытовой надбавке ГП на ОРЭ.
Для компенсации дополнительных расходов ГП на покупку нормативного уровня отклонений по потреблению на балансирующем рынке предлагается следующая методика:
- нормативный коридор почасовых отклонений принимается равным 2%. Этот уровень соответствует погрешности большинства приборов учета и был принят ранее в методике отклонений как нештрафуемый уровень;
- рассчитывается объем, равный 2% потребления, – нормативный уровень покупки на балансирующем рынке Wбал;
- средняя цена покупки на балансирующем рынке принимается равной 1,1 • ТОРЭ, где ТОРЭ – тариф покупки на ОРЭ с учетом мощности;
- включается нормативный уровень выпадающих доходов ГП на балансирующем рынке, равный 0,1 • ТОРЭ • Wбал.
Необходимо отметить, что дополнительный нормативный убыток, полученный ГП на балансирующем рынке, является дополнительной нормативной прибылью генерирующих компаний, поэтому его включение не должно увеличивать максимальный тариф.
Нужно ли дифференцировать сбытовую надбавку ГП (плата за энергию и плата за точку поставки)? Возможно рассчитывать НВВ ЭСК исходя из количества точек поставки разных групп потребителей, однако применение двуставочной сбытовой надбавки ГП автор считает необоснованным по следующим причинам:
- надбавка ГП слишком мала, чтобы потребитель почувствовал эффект дифференциации, однако трансакционные издержки на усложнение расчетов слишком высоки;
- ГП, который вынужден всем применять двуставочную надбавку, в некоторых случаях может оказаться неконкурентоспособным по сравнению с независимым энергосбытом, который не обременен обязательствами о двуставочной надбавке;
- некоторые потребители будут видеть в постоянной части сбытовой надбавки риск переплаты (те, которые не рассчитывают взять большой объем), что ухудшает отношения с потребителями-одноставочниками, привыкшими умножать тариф на показания счетчика.
НУЖНО ЛИ ОГРАНИЧИВАТЬ РОСТ ТАРИФОВ НА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЮ?
Промышленные и коммерческие потребители
Сдерживание роста тарифов для этих категорий (по отношению к росту цен на основные составляющие – топливо, металлы, бетон) приводит к искусственному перераспределению национального дохода от энергетики в пользу других отраслей (более того, от отрасли с госучастием в пользу преимущественно частных отраслей). В итоге энергетика не может накопить достаточно собственных средств на развитие и техперевооружение – нехватка пропускной способности сети и генерирующей мощности в ближайшие годы будет сдерживать промышленный рост и жилищное строительство.
Население
Рост тарифа на электроэнергию в той части, в которой дополнительные средства расходуются на техперевооружение, модернизацию и новое строительство распредсети, не ухудшает жизненный уровень населения. Жизненный уровень измеряется не только количеством колбасы, которое можно купить на средства, оставшиеся после выплаты коммунальных платежей, но прежде всего – качеством и оснащенностью самой жилищной инфраструктуры.
В странах, где жизненный уровень высок, качественна жилищная инфраструктура, но вовсе не дешевы продукты питания (по отношению к остатку средств после выплаты коммунальных, процентных и страховых платежей среднего европейца).
В идеале, в будущем можно ограничиться регулированием только средств на дивиденды и выплату процентов по кредитам, т.е. регулировать поток средств, изымаемых из энергетики.
| 
|
