Электротехнический-портал.рф

Основные функции регулирующих органов при конкурентной модели отрасли:

• стимулирование инвестиций, разработка и реализация регулятивной политики в области надежности электроэнергетики в текущий период и на  перспективу;
• регулирование тарифов и цен (с изменениями, рассмотренными ниже);
• содействие развитию рынка электроэнергии и сопряженных рынков, мониторинг их функционирования;
• поддержка конкуренции, в том числе посредством антимонопольного регулирования;
• контроль за деятельностью естественных монополий, включая обеспечение недискриминационного доступа к их инфраструктуре и услугам, а также контроль за качеством этих услуг;
• лицензирование деятельности отдельных субъектов отрасли.

Сфера тарифного регулирования в электроэнергетике с конкурентными отношениями и рыночным ценообразованием значительного сокращается, так как в конкурентных секторах отрасли, основные из которых - производство и сбыт электроэнергии (мощности), тарифное регулирование замещается рыночным ценообразованием. Однако даже в конкурентной электроэнергетике сохраняются монопольные виды деятельности (большинство из которых носит естественно монопольный характер) и, соответственно, сохраняется их тарифное регулирование.

Объектами тарифного (ценового) регулирования в конкурентной электроэнергетике являются:

• услуги инфраструктурных организаций электроэнергетики, предоставляемые в условиях естественной монополии (сетевые компании всех уровней);
• услуги компаний, осуществляющих оперативно-диспетчерское управление и администрирующих работу рынка электроэнергии;
• товары и услуги, производимые в условиях ограниченной или отсутствующей конкуренции, (например, дополнительные системные услуги, оказываемые генерирующими компаниями в неконкурентных условиях, поставки электроэнергии, осуществляемые в условиях ограниченной конкуренции системными генераторами; услуги гарантирующих поставщиков электроэнергии и др.).

Основными задачами тарифного (ценового) регулирования являются:

• обеспечение баланса экономических интересов потребителей и поставщиков;
• устранение препятствий для развития конкуренции на рынках электроэнергии (мощности);
• стимулирование экономической эффективности и энергосбережения;
• обеспечение финансовой устойчивости и инвестиционной привлекательности электроэнергетики.

Существующие методы тарифного регулирования можно отнести к двум укрупненным группам:

• методы регулирования на основе экономически обоснованных затрат регулируемой организации. Другие его названия: регулирование стоимости обслуживания (cost-of-service regulation — COSR), метод «затраты плюс» (cost-plus regulation); метод регулирования необходимой валовой выручки (revenue requirement method); метод регулирования нормы прибыли (rate-of-return regulation); метод регулирования возврата на капитал (revenue assets base – RAB);
• методы стимулирующего регулирования (incentive regulation).

В мировой практике также известны комбинированные методы регулирования, при использовании которых компания в целом регулируется с использованием метода экономически обоснованных затрат, а отдельные элементы ее затрат — с использованием методов стимулирующего регулирования (например, стимулирование эффективного использования топлива, стимулирование сокращения капитальных затрат, «развязывание» для целей регулирования объемов продаж и величины получаемой прибыли регулируемой организации с целью стимулирования реализации программ энергосбережения у потребителей и др.).

В разных странах существуют разнообразные варианты практического применения методов регулирования, относящиеся к этим группам. Ниже рассмотрены их принципиальные особенности.

5.2.1. Регулирование на основе экономически обоснованных затрат

При регулировании на основе экономически обоснованных затрат уполномоченный государственный орган определяет потребность регулируемой компании в получении необходимой валовой выручки, включая как эксплуатационные затраты, так определенную величину прибыли. Утверждаемая после этого система тарифов определяет, каким образом регулируемая валовая выручка будет получена от отдельных категорий потребителей. При этом важно исключить ценовую дискриминацию отдельных потребителей и перекрестное тарифное субсидирование.

Принципиальная схема и составные элементы процесса регулирования тарифов на основе экономически обоснованных затрат представлены на рис. 5.2.1.

Рис. 5.2.1. Принципиальная схема регулирования тарифов на основе экономически обоснованных затрат

Утверждая тарифы, регулирующий орган устанавливает такую структуру тарифов, чтобы валовая выручка компании TR, получаемая от потребителей электроэнергии (или каких-либо регулируемых услуг), была равна сумме оцениваемой им величине общих разрешенных затрат и прибыли данной компании (TR=TC+TE).

Важнейшая задача регулирующего органа при определении величины разрешенных эксплуатационных затрат OE — не допустить включение в тарифы затрат, не связанных с обслуживанием потребителей, и, вместе с тем, предусмотреть достаточный уровень расходов для обеспечения надежного функционирования компании.

Утверждаемая регулирующим органом величина общей разрешенной прибыли компании TE фактически отражает оценку стоимости обслуживания капитала, инвестированного в регулируемую компанию. В основу её расчета, как видно на схеме 5.2.1, берется оценка тарифной базы компании RB, которая умножается на «справедливую» норму прибыли ROR:

TE = RB•ROR.

Тарифная база RB — это устанавливаемая регулирующим органом стоимость материальных и нематериальных активов компании (за вычетом накопленного износа), используемых для обслуживания потребителей. Оценка RB включает в себя следующие этапы:

• из стоимости имущества компании исключается невоспроизводимое (например, земля) имущество, а также имущество, которое не используется для обслуживания потребителей;

• определяется стоимость материального имущества (по элементам) и стоимость нематериального имущества (например, прав обладания франшизой, репутации, бренда и др.), используемых для обслуживания потребителей;
• · полученная величина уменьшается на обоснованный размер  накопленной амортизации.

Оценка тарифной базы RB — ключевой и наиболее конфликтный этап регулирования. Именно на этом этапе проявляется то, что метод экономически обоснованных затрат стимулирует регулируемые компании завышать оценку стоимости имущества.

Не менее важный этап — установление «справедливой» нормы прибыли ROR. Под ROR понимают отношение общей прибыли к оценке стоимости капитала компании, выраженной в процентах от этой стоимости. При определении ROR регулирующие органы часто используют подход, называемый «метод стоимости капитала», когда в качестве ROR берется фактически средневзвешенная (по источникам формирования капитала компании) стоимость обслуживания отдельных частей этого капитала (процентов по облигациям, дивидендов по привилегированным и обыкновенным акциям).

В заключение рассчитывается величина необходимой валовой выручки регулируемой компании TR:

TR = TC = RB•ROR + OE + AD + TX

и устанавливается средний тариф на услуги компании:

Средний тариф = TR/Прогнозируемый объем поставки.

Достоинства и недостатки данного метода регулирования можно сформулировать следующим образом.

Достоинства:

• снижение финансовых рисков регулируемых компаний;
• минимизация стоимости капитала для регулируемой компании;
• исключение ситуаций получения регулируемой компанией чрезмерной прибыли.

Недостатки:

• отсутствие стимулов у регулируемой компании к минимизации стоимости своих услуг и повышению эффективности деятельности;
• заинтересованность регулируемой компании в чрезмерном увеличении своей тарифной базы, т.е. в избыточных инвестициях в свои капитальные активы, поскольку норма прибыли часто превышает стоимость привлекаемого компанией капитала (эффект Аверха—Джонсона);
• отсутствие у регулируемой компании стимулов к повышению качества своих услуг. Компания в большей мере ориентирована на требования регулирующего органа, а не потребителей;
• перекладывание значительной доли инвестиционных рисков с регулируемой компании на ее потребителей.

5.2.2. Стимулирующее регулирование

Альтернативным подходом к регулированию на основе экономически обоснованных затрат является использование методов регулирования со стимулами к достижению определенных качественных и количественных результатов деятельности соответствующей компании. При их использовании производится увязка определенных финансовых стимулов с целевыми показателями эффективности компании, связанными со снижением затрат (тарифов, цен) и повышением качества предоставляемых услуг.

К методам стимулирующего регулирования традиционно относят:

• методы регулирования по результатам (performance based regulation — PBR);
• метод регулирования по эталонным показателям (yardstick regulation — YR)
• методы регулирования пределов изменения цен или валовой выручки (cap regulation — CR).

Общими для методов стимулирующего регулирования являются следующие особенности:

• больший акцент делается на снижении тарифов (цен), меньший — на регламентировании отдельных статей затрат;
• используются механизмы разделения полученного экономического эффекта между регулируемой компанией и ее потребителями;
• дается возможность для акционеров регулируемой компании получать дополнительную прибыль на вложенный капитал сверх прибыли, нормируемой регулирующим органом.

Ключевое различие между этими методами регулирования состоит в различных подходах к установлению параметров регулятивных решений: при использовании PBR они устанавливаются относительно ранее достигнутых результатов самой регулируемой компании, а при использовании YR и СR — определяются на основе внешних (по отношению к регулируемой компании) данных.

Достоинства этих методов регулирования:

• они стимулируют сокращение эксплуатационных расходов и затрат на ремонт;
• сокращают затраты на участие в процессе регулирования;
• позволяют смоделировать конкурентное «давление» на регулируемые компании, работающие в условиях монополии;
• позволяют обеспечить большее вознаграждение компании за более эффективную работу;
• сокращают риски по признанию части затрат (прибыли) регулируемой компании необоснованно понесенными (полученной) со стороны регулирующего органа.

Недостатки этих методов регулирования:

• максимизация прибыли за счет чрезмерного сокращения затрат может привести к ухудшению состояния производственного оборудования; необходим соответствующий контроль со стороны регулирующего органа;
• если целевые показатели эффективности были заданы неверно, экономические выгоды могут несправедливым образом разделяться между регулируемой компанией и потребителями — выигрыш одной стороны будет означать проигрыш другой стороны и наоборот;
• чем в большей мере целевые показатели эффективности определяются на основе внешних данных (данных других компаний), тем большему риску неполного возмещения затрат подвергается регулируемая компания;
• более высокие финансовые риски регулируемой компании ведут к большей стоимости привлекаемого капитала.

Кратко рассмотрим далее указанные методы регулирования цен.

Методы регулирования по результатам. При использовании этих методов вводится механизм поощрения (штрафов) регулируемой компании за перевыполнение (невыполнение) целевых показателей эффективности, установленных регулирующим органом. Целевые показатели могут относиться к различным аспектам деятельности компании, но наиболее часто используются нефинансовые показатели — например, объем потерь электроэнергии в сетях при транспорте, показатели качества регулируемых услуг, показатели эксплуатационной готовности и др. В качестве недостатков данной группы методов регулирования часто отмечают сложности их административного сопровождения со стороны регулирующих органов и их неполное соответствие требованиям минимизации регулятивного вмешательства в деятельность регулируемой компании, предъявляемым к методам стимулирующего регулирования.

Метод регулирования по эталонным показателям. При использовании метода регулирования по эталонным показателям цены (тарифы) или валовая выручка регулируемой компании устанавливаются с привязкой к некоторым отраслевым «эталонным» показателям, например, к показателю среднеотраслевых долгосрочных приростных затрат, среднему уровню затрат по отрасли/группе компаний электроэнергетики или к средневзвешенным ценам, которые применяются группой сопоставимых отраслевых компаний, и др.

Недостатки этого метода регулирования:

• часто трудно (и вряд ли правомерно) сопоставлять показатели регулируемой компании с «эталоном» из-за существенных различий в условиях функционирования и стартовых условиях по эффективности сравниваемых компаний, а также сложно адекватным образом вносить поправки в данные для расчета, учитывающие эти различия;
• существует риск сговора между сравниваемыми компаниями, затрудняющего проведение регулирующим органом объективного сопоставительного анализа их эффективности.

Методы регулирования пределов изменения цен или валовой выручки — наиболее распространенные методы стимулирующего регулирования. К ним относятся:

А. Регулирование верхнего предела цен (price-cap-regulation-PCR).

Б. Регулирование максимальной разрешенной валовой выручки (revenue-cap-regulation—RCR).

В. Совместное (гибридное) регулирование верхнего предела цен и максимальной разрешенной валовой выручки (hybrid use of revenue and price cap — HRPC).

А. Регулирование верхнего предела цен. Метод PCR в основном используется, когда доля постоянных затрат на осуществление регулируемой деятельности относительно невелика. При этом верхний предел рассчитывается как результат деления необходимой валовой выручки регулируемой компании на прогнозируемые объемы продаж. При уменьшении или увеличении объемов продаж по сравнению с прогнозируемыми фактическая валовая выручка компании будет, соответственно, меньше или больше величины, определенной регулирующим органом. Поэтому, если бы доля постоянных затрат регулируемой компании, которые не зависят от объемов продаж, была бы высокой, использование PCR создавало бы либо риск получения компанией значительной сверхприбыли, либо, наоборот, риск неполного покрытия ее фактических полных затрат.

В течение периода регулирования (обычно не менее 3—5 лет), когда действует установленный предел цен, цена (тариф) на услуги каждый год изменяется по заранее установленной формуле, включающей коэффициент индексации RPI-X, где RPI — процентное изменение индекса различных цен, не связанное с изменениями затрат в самой регулируемой компании (индекс роста потребительских цен). Фактор эффективности Х определяется как результирующая ожидаемых эффектов от роста производительности труда, роста спроса и других факторов. При этом компании разрешается увеличить свои тарифы по сравнению с базовым уровнем предыдущего года (P_{t – 2}) в соответствии со следующей формулой:

Верхний предел цен может быть также скорректирован с использованием фактора Z с тем, чтобы учесть влияние на затраты регулируемой компании внешних событий, находящихся вне сферы ее контроля.

Взаимосвязь между ценой и удельными затратами при использовании метода PCR представлена на рис. 5.2.1

Рис. 5.2.1. Взаимосвязь между ценой и удельными затратами при использовании метода PCR

Периодически, но с интервалом большим, чем период регулирования в случае использования метода экономически обоснованных затрат, производится пересмотр базового уровня цен на основе детального анализа необходимой валовой выручки. Результатом этого анализа является определение нового уровня базовой цены, с которым впоследствии используется коэффициент индексации RPI – X.

Достоинства метода регулирования PCR:

• создает более сильные стимулы для регулируемой компании сокращать себестоимость своих услуг, получая в качестве вознаграждения всю величину дополнительной прибыли до конца периода регулирования;
• цена (тариф) на услуги устанавливается на 3 и более лет, что повышает предсказуемость финансовых результатов компании для инвесторов;
• снижение затрат (государства и регулируемой компании) на участие в процессе регулирования.

Недостатки метода регулирования PCR:

• цены и затраты могут сильно отклониться друг от друга в случае неточного прогноза условий регулируемой деятельности;
• компании могут иметь недостаточные стимулы для осуществления инвестиций;
• ценовой предел обладает «притягивающим» эффектом, что часто приводит к искусственному повышению цен (стремление цен к пределу);
• в практике, особенно российской, есть реальный риск полного выхолащивания сути этого метода и вырождение его де-факто в прямое тарифное регулирование «от затрат».

Два последних недостатка тесно связаны друг с другом – на старте срабатывает предыдущий, а затем, в качестве реакции на этот эффект, тарифный регулятор действует по сценарию, указанному в последнем недостатке.

Б. Регулирование максимальной разрешенной валовой выручки

Метод регулирования размера максимальной разрешенной валовой выручки предложен для компаний с большой долей постоянных затрат (таких как, например, электросетевые компании). При использовании метода RCR регулирующим органом устанавливается максимальная величина валовой выручки, которую регулируемой компании разрешено получить в соответствующем году, а не верхний предел цен, как в методе PCR.

При использовании метода RCR регулирующий орган (также как и в случае использования PCR) преследует цель создать стимулы регулируемой компании для максимизации своей прибыли за счет сокращения затрат и получения достигнутой экономии в течение всего периода регулирования.

Если фактическая валовая выручка за прошедший год ниже или выше ее прогнозной величины, полученное отклонение принимается во внимание при расчете разрешенной валовой выручки на последующие годы периода регулирования (рис. 5.2.2) с использованием следующей формулы:

где R_t — разрешенная валовая выручка; CGA — поправочный коэффициент на рост потребительской базы (долл./потребитель); N_сust — изменение числа потребителей; X — фактор эффективности; Z — поправка на корректировку затрат регулируемой компании в связи с внешними событиями, находящимися вне сферы ее контроля.

Отмеченные выше позитивные стороны метода PCR относятся и к данному методу регулирования. Кроме того, поскольку при использовании данного метода регулирования фиксируется не цена, а валовая выручка (цена ´ объем), стимулы манипулировать объемами продаж у регулируемых компаний исчезают. Однако возникает другая проблема — снижается заинтересованность регулируемой компании в развитии своих мощностей для обеспечения растущего будущего спроса и в росте объемов продаж своих услуг (что, например, может негативно повлиять на рост числа присоединений к сети новых потребителей в случае электросетевой компании).

Взаимосвязь между ценой и удельными затратами при использовании RCR представлена на рис. 5.2.2.

Рис. 5.2.2. Взаимосвязь между ценой и удельными затратами при использовании метода регулирования RCR

В. Совместное (гибридное) регулирование верхнего предела цен и максимальной разрешенной валовой выручки

Использование гибридного метода регулирования призвано минимизировать недостатки двух рассмотренных выше методов, применяемых соответственно для компаний с низкой и высокой долей постоянных затрат.

При применении гибридного метода в случае отклонения валовой выручки регулируемой компании из-за расхождения прогнозируемых и фактических объемов продаж дополнительная прибыль не оставляется полностью в распоряжении компании (что происходит при использовании метода PCR), а недополученная валовая выручка не подлежит полному возмещению в последующие периоды деятельности компании (что происходит при использовании RCR). Пример формулы для гибридного метода регулирования приведен ниже:

где P_t — цена поставки; Q_t — объем поставки; W_p — вес ценового фактора; W_r — вес фактора валовой выручки.

Подбирая различные значения W_p и W_r, можно получать различные стимулирующие эффекты и различным образом перераспределять риски, связанные с отклонением факта от прогноза, между регулируемой компанией и ее потребителями. При этом если принять W_r = 0, а W_p = 1, будет получена формула для метода регулирования PCR. В противном случае (W_r = 1, а W_p = 0) — формула регулирования для метода RCR.

Как показывает международный опыт, хорошо спроектированная система регулирования на базе совместного регулирования верхнего предела цен и максимальной разрешенной валовой выручки способствует снижению регулятивных рисков, стимулирует инвестиции и обеспечивает сокращение затрат. Она получила широкое распространение в различных странах мира, включая Западную и Центральную Европу, Южную Америку и Австралию.

Таким образом, не существует идеальных методов экономического регулирования — у каждого метода есть свои сильные и слабые стороны. Поэтому задачей регулирующего органа является правильный выбор метода регулирования с учетом стоящих целей регулирования и их приоритетности, а также возможностей администрирования и информационного обеспечения выбранного метода регулирования.

5.2.3. Система регулируемых тарифов в российской электроэнергетике

Ниже приведен список регулируемых видов деятельности в российской электроэнергетике:

1) производство электрической энергии (мощности) - частично;

2) производство тепловой энергии - частично;

3) передача электрической энергии по единой национальной (общероссийской) электрической сети;

4) передача электрической энергии по распределительным сетям;

5) передача тепловой энергии;

6) оказание услуг по организации функционирования и развитию Единой энергетической системы России;

7) оказание услуг по организации функционирования торговой системы оптового рынка электрической энергии (мощности);

8) обеспечение системной надежности;

9) технологическое присоединение к электрическим сетям;

10) оперативно-диспетчерское управление в электроэнергетике;

11) сбыт электрической энергии (мощности) - частично;

12) сбыт тепловой энергии.

Исходя из вышеперечисленных регулируемых видов деятельности в российской электроэнергетике сложилась следующая система тарифов в Российской Федерации:

1) регулируемые тарифы на электрическую энергию (мощность), продаваемую на оптовом рынке в рамках предельных объемов продажи электрической энергии (мощности) по регулируемым ценам (тарифам) (подробнее см. Главу 6);

2) регулируемые тарифы на электрическую энергию (мощность) и (или) их предельные уровни на розничных рынках:

• на электроэнергию, поставляемую на розничных рынках населению;
• на часть электроэнергии, поставляемой иным категориям потребителей гарантирующими поставщиками;

3) регулируемые тарифы на тепловую энергию (мощность) на розничном рынке;

4) тарифы (размер платы) и (или) их предельные — минимальные и (или) максимальные — уровни на услуги, оказываемые на оптовом и розничном рынках электрической энергии (мощности) и на розничном рынке тепловой энергии (мощности) организациями, осуществляющими регулируемую деятельность.

Рассмотрим основные из вышеперечисленных видов тарифов.

Тарифы на электро- и теплоэнергию на розничном рынке

Исходя из совокупности цен (тарифов) на товары (услуги), приобретаемые энергосбытовыми компаниями (гарантирующими поставщиками) для того, чтобы поставить электро-, теплоэнергию конечным потребителям, формируются цены (тарифы) для конечных потребителей.

При этом для всех категорий потребителей, за исключением населения, часть электрической энергии поставляется по нерегулируемым ценам, определяемым в соответствие с правилами розничных рынков (подробнее см. Главу 6). Населению вся электроэнергия поставляется по регулируемым тарифам. При этом тарифы на электрическую и тепловую энергию, поставляемую потребителям, включают в себя:

1) средневзвешенную стоимость электрической (тепловой) энергии (мощности);

2) стоимость услуг по передаче электрической (тепловой) энергии (мощности) энергоснабжающими организациями и иных услуг, оказание которых является неотъемлемой частью процесса поставки энергии потребителям.

Тарифы на электрическую энергию (мощность), поставляемую потребителям, устанавливаются регулирующим органом одновременно в 3 вариантах:

1) одноставочный тариф, включающий в себя полную стоимость 1 кВт·ч поставляемой электрической энергии (дифференцируется в зависимости от плотности графика нагрузки потребителя);

2) двухставочный тариф, включающий в себя ставку за 1 кВт·ч электрической энергии и ставку за 1 кВт электрической мощности;

3) одноставочный (двухставочный) тариф, дифференцированный по зонам (часам) суток.

Потребители имеют право самостоятельно выбрать для проведения расчетов за электрическую энергию один из перечисленных выше вариантов тарифа (при наличии соответствующих приборов учета).

Процедура расчета тарифов на электрическую энергию для конечных потребителей предусматривает в качестве базы двухставочные тарифы на электроэнергию, сформированные по принципу раздельного учета затрат на электрическую энергию и мощность.

На первом этапе расчетов затраты и прибыль, образующие необходимую валовую выручку компании или нескольких компаний, осуществляющих одинаковые виды деятельности (производство электрической и тепловой энергии, передача, сбыт, другие услуги, оказание которых является неотъемлемой частью процесса поставки энергии потребителям), должны быть объединены по видам этой деятельности. Разнесение затрат на производство тепловой и электрической энергии на станциях с комбинированной выработкой энергии производится на основе оценки степени участия производственных цехов в производстве двух видов основной продукции.

На втором этапе расчетов затраты поставщика энергии (и/или услуг) делятся на переменные и условно-постоянные. Таким образом, в составе валовой выручки выделяются две составляющие, которые будут относиться на мощность и на энергию, соответственно. К переменным затратам относятся расходы на топливо (для тепловых электростанций), водный налог (для гидравлических электростанций) и покупную энергию для всех поставщиков энергии. При расчетах за покупную электрическую энергию по двухставочным тарифам в расчет условно-постоянных расходов гарантирующих поставщиков, энергосбытовых, энергоснабжающих организаций включаются расходы на покупку мощности; в расчет переменных составляющих расходов включаются расходы на покупку энергии.

Чтобы стимулировать потребителя к более плотному заполнению графика нагрузки, одноставочный тариф (цена) покупки электрической энергии (мощности) для потребителей (покупателей) — субъектов розничного рынка (кроме населения), рассчитывается исходя из ставок за электрическую энергию и мощность и дифференцируется в зависимости от числа часов использования заявленной мощности.

Так, например на 2008 год дифференциация установлена для следующих диапазонов годового числа часов использования заявленной мощности: от 7000 и выше; от 6000 до 7000; от 5000 до 6000; от 4000 до 5000; от 3000 до 4000; от 2000 до 3000; менее 2000.

Без применения дифференциации потребители с более плотным графиком нагрузки (большим числом часов использования мощности) субсидировали бы покупателей с менее плотным графиком (малым числом часов использования мощности).

Что касается тарифа, дифференцированного по зонам суток (пиковой, полупиковой, ночной), то расчет тарифных ставок на электроэнергию производится в рублях на 1 тыс. кВт·ч на основе среднего одноставочного тарифа продажи электрической энергии.

Дифференцированный по зонам суток тариф на электрическую энергию для потребителей рассчитывается как сумма дифференцированного по зонам суток тарифа покупки у поставщика энергии и одинаковых по всем зонам суток тарифа на передачу электрической энергии и платы за прочие услуги.

Затраты на передачу в их утвержденной части напрямую переносятся на стоимость тепловой или электрической энергии. А вот отнесение общехозяйственных и общесетевых издержек на каждый из видов продукции может быть формализовано.

Тарифы на продукцию (услуги) организаций, осуществляющих регулируемую деятельность, установленные регулирующим органом по группам потребителей, должны обеспечивать получение в расчетном периоде регулирования указанными организациями необходимой валовой выручки.

Тарифы на услуги по передаче электрической энергии

Тарифы на услуги по передаче электрической энергии устанавливаются для расчетов между сетевыми организациями и организациями, владеющими энергопринимающими устройствами и (или) объектами электроэнергетики, технологически присоединенными (в том числе опосредованно) к электрической сети, субъектами, осуществляющими экспорт (импорт) электрической энергии, а также энергосбытовыми организациями и гарантирующими поставщиками в интересах обслуживаемых ими потребителей электрической энергии.

Плата за услуги по передаче электрической энергии предусматривает определение двух тарифов (ставок):

• тарифа на содержание электрических сетей;
• тарифа на оплату технологического расхода (потерь) электрической энергии на ее передачу.

Тариф на содержание электрических сетей определяется путем деления суммарной необходимой валовой выручки (НВВ) организаций, оказывающих услуги по передаче (в том числе с привлечением других организаций), на заявленную (суммарную присоединенную) мощность потребителей услуг. Данная ставка  измеряется в рублях на мегаватт в месяц.

Тариф на оплату технологического расхода (потерь) электрической энергии на ее передачу по сетям соответствующего уровня напряжения определяется исходя из расходов на оплату нормативных технологических потерь. Данная ставка имеет размерность — рубли на мегаватт в час. Нормативы технологических потерь утверждаются Министерством энергетики Российской Федерации.

Экономический смысл отделения тарифа на оплату потерь  от тарифа на содержание состоит в следующем:

• объем потерь напрямую зависит от объема электроэнергии, потребляемой присоединенными к электрическим сетям потребителями. Соответственно потери должны оплачиваться в зависимости от объема указанной электроэнергии. В то время как стоимость содержания электрических сетей гораздо менее зависима от объема потребляемой электроэнергии и в значительной степени зависит от величины потребляемой мощности;
• по  тарифу на оплату потерь оплачивается технологический или нормативный расход  электрической энергии. Соответственно превышение фактического расхода электроэнергии над нормативным, в том числе по причине так называемых коммерческих потерь (несанкционированное подключение к сетям, неверный коммерческий учет потребленной электроэнергии и пр.), оплачивается сетевыми организациями из собственной прибыли. Это стимулирует сетевые организации осуществлять контроль за потерями электрической энергии, обеспечивать их снижение, в первую очередь, за счет борьбы с коммерческими потерями.

Тарифы (ставки) за услуги по передаче дифференцируются по следующим уровням напряжения: высокое (110 кВ и выше); среднее первое  (35 кВ); среднее второе (20—1 кВ); низкое (0,4 кВ и ниже).

Установление тарифов за оказание услуг по передаче имеет свои особенности для: территориальных сетевых организаций (включая распределительные сетевые компании (РСК, МРСК), муниципальные сетевые компании, сети потребителей, оказывающих услуги по передаче и пр.); организации по управлению национальной (общероссийской) электрической сетью (ОАО «ФСК ЕЭС»); некоторые особенности тарифообразования существуют также для собственников и иных законных владельцев объектов электросетевого хозяйства, входящих в ЕНЭС, самостоятельно использующих объекты ЕНЭС.

Тарифы на услуги по передаче электроэнергии по территориальным распределительным сетям.

Федеральной службой по тарифам для каждого субъекта Российской Федерации устанавливаются предельные минимальные и (или) максимальные уровни тарифов на услуги по передаче электрической энергии по распределительным сетям, дифференцированные по уровням напряжения в питающей сети. Органы исполнительной власти субъектов Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов в рамках указанных предельных уровней устанавливают тарифы на услуги по передаче электрической энергии по распределительным сетям для организаций, оказывающих данные услуги на территории соответствующего субъекта Российской Федерации.

При установлении указанных тарифов применяются следующие принципы:

- каскадный принцип: часть необходимой валовой выручки (НВВ) сетевых организаций на высоком уровне напряжения учитывается вместе с НВВ сетевых организаций на среднем напряжении при формировании тарифа на  среднем уровне напряжения и так далее по цепочке до низкого уровня напряжения, то есть для потребителя услуг по передаче тариф включает расходы по оплате услуг по передаче всей «вышестоящей» сетевой инфраструктуры, с использованием которой осуществлялась (могла осуществляться) передача электроэнергии для этого потребителя.

- принцип единых («котловых») тарифов: тарифы на услуги по передаче электрической энергии устанавливаются таким образом, чтобы обеспечить их (тарифов) равенство для всех потребителей услуг, расположенных на территории субъекта Российской Федерации и принадлежащих к одной группе (категории) из числа тех, по которым законодательством Российской Федерации предусмотрена дифференциация тарифов на электрическую энергию (мощность) (то есть фактически подразумевается равенство тарифов на передачу по уровням напряжения, отдельно выделяя население).

Для определения платы на содержание электрических сетей по уровням напряжения в расчете на 1 MВтч для потребителей, рассчитывающихся по одноставочному тарифу, необходимо разделить плату на содержание электрических сетей по уровням напряжения, руб/МВт в месяц, на среднегодовое число часов использования заявленной мощности по данной группе потребителей, получающих электроэнергию на соответствующем уровне напряжения.

В различных методах регулирования необходимая валовая выручка (НВВ) сетевых организаций для расчета тарифов на передачу определяется по-разному. В методе экономически обоснованных затрат органами исполнительной власти в области регулирования тарифов на каждый год устанавливается НВВ сетевой организации исходя из  расходов, относимых на деятельность по передаче, и суммы прибыли отнесенной на передачу.

В методе доходности инвестированного капитала (Regulatory asset base- RAB): НВВ (необходимая валовая выручка) в ценах базового года рассчитывается как сумма: эксплуатационных затрат, определенных на основе сопоставления с эффективными компаниями в отрасли; прибыли, определенной исходя из нормы доходности на инвестированный капитал,  установленный органами регулирования для данного вида деятельности; амортизации регулируемой базы капитала (RAB); и устанавливается на период тарифного регулирования сроком  не менее 5 лет (на переходный период – не менее 3-х лет).

Ставка тарифа на оплату потерь (технологического расхода) электрической энергии на ее передачу по сетям (размерность руб/(МВтч)), определяется по аналогичным принципам расчета, как и ставка на содержание, только вместо НВВ сетевых организаций и объема мощности,  отпускаемой с данного уровня напряжения, в расчет берутся затраты на оплату потерь в сетях соответствующего уровня напряжения и величина суммарного планового на предстоящий период регулирования отпуска электроэнергии из сетей этого уровня напряжения.

Расходы на оплату потерь учитываются по средневзвешенной стоимости покупки электроэнергии (мощности) на оптовом и розничном рынках по регулируемым ценам. Однако в настоящее время активно обсуждается вопрос об изменении законодательной базы в этой части с тем, чтобы учитывать расходы на покупку электроэнергии (мощности) по нерегулируемым ценам в плановом режиме, поскольку сетевые компании покупают электроэнергию (мощность) для компенсации потерь в сетях, в том числе и по нерегулируемым ценам.

С момента ввода правила (с 2008 г. стало обязательным для всех), что для всех потребителей услуг на одном уровне напряжения, независимо от того, к сетям какой организации они присоединены, устанавливаются единые («котловые»)  тарифы на услуги по передаче электрической энергии, у одних сетевых организаций при расчетах с потребителями услуг по  «котловым» тарифам образуется превышение выручки над НВВ, а у других оказывается недостаточно средств для покрытия своей НВВ (напомним, что НВВ сетевой организации утверждается органом исполнительной власти в области регулирования тарифов). Таким образом, избыток выручки над НВВ одних сетевых организаций  должен быть перераспределен на погашение дефицита выручки других сетевых организаций, и с этой целью устанавливаются индивидуальные тарифы на передачу.

Индивидуальный тариф для расчета между двумя территориальными сетевыми организациями, одна из которых оказывает второй услугу по передаче, рассчитывается как разность между тарифной выручкой сетевой организации — получателя услуги по передаче на всех уровнях напряжения и необходимой валовой выручкой (с учетом расходов на оплату нормативных технологических потерь в сетях). Доходы от предоставления услуг сетевой организации должны суммарно обеспечивать необходимую валовую выручку данной организации.

Тариф на услуги по передаче электрической энергии по единой национальной (общероссийской) электрической сети (далее — ЕНЭС), оказываемые ОАО «ФСК ЕЭС» устанавливаются ФСТ России. Этот тариф устанавливается в виде единой для всех потребителей услуг ставки на содержание электрических сетей и ставки тарифа на оплату нормативных технологических потерь.

Ставка тарифа на оплату потребителями услуг по передаче электроэнергии по ЕНЭС нормативных технологических потерь электрической энергии (мощности) в ЕНЭС рассчитывается для потребителей субъекта РФ исходя из устанавливаемых регулируемых цен на покупку электрической энергии (мощности) с оптового рынка для этого субъекта РФ и объемов потерь электроэнергии (мощности) в ЕНЭС, определенных в сводном прогнозном балансе производства и поставок электрической энергии (мощности) в рамках Единой энергетической системы России, по формуле, приводящей двуставочный тариф к  одноставочному (в расчете на МВтч).

Сбытовые надбавки гарантирующим поставщикам (ГП) устанавливаются органами исполнительной власти субъектов Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов. При расчете сбытовой надбавки учитываются экономически обоснованные расходы организации, связанные с обеспечением ее предпринимательской деятельности в качестве гарантирующего поставщика по соответствующим группам (категориям) потребителей, включая:

• расходы на создание и функционирование филиалов и представительств;
• расходы, связанные с организацией принятия на обслуживание покупателей электрической энергии с применением особого порядка;
• расходы на обслуживание кредитов, необходимых для поддержания достаточного размера оборотного капитала при просрочке платежей со стороны покупателей электрической энергии (мощности);
• иные экономически обоснованные расходы.

Плата за технологическое присоединение к электрическим сетям

Плата за технологическое присоединение взимается с лиц, заинтересованных в технологическом присоединении и подавших заявку на выдачу технических условий на технологическое присоединение: потребителей электроэнергии, генерирующих компаний, сетевых организаций  и иных владельцев электросетевых объектов.

В плату за технологическое присоединение допускается включать расходы на строительство и реконструкцию объектов электросетевого хозяйства в целях присоединения новых и (или) увеличения мощности энергопринимающих устройств, присоединенных ранее, а также для присоединения мощности строящихся (реконструируемых) электрических станций от границ их балансовой принадлежности до существующих объектов электросетевого хозяйства.

В совокупности расходы на проведение работ по технологическому присоединению к электрическим сетям должны компенсироваться за счет платы за технологическое присоединение, а также за счет платы за услуги по передаче электрической энергии. Не допускается двойной учет одних и тех же затрат.

В нормальных условиях функционирования сетевые организации должны развивать свои сети с опережением, исходя из прогнозируемых темпов развития на территории их деятельности и планов городского (регионального) строительства. Для этого инвестиционные расходы должны компенсироваться за счет текущих тарифов либо, при привлечении заемных средств, должна быть гарантия будущих доходов. В существующих условиях регулирования ни то ни другое не может быть реализовано:

• тарифы «зажаты» предельными уровнями;
• ежегодный пересмотр тарифов и единственный используемый до недавнего времени метод регулирования «затраты плюс» не дает никаких долгосрочных ориентиров и делает рисковым строительство сетей «в долг», либо путем привлечения нового акционерного капитала.

С учетом вышеизложенного, в 2006 году было разрешено включать инвестиционные расходы в плату за технологическое присоединение. По сути, это следствие дефицита средств сетевой инфраструктуры в последние годы: сформировавшиеся по причине экономического спада  в конце 90-х годов XX века «излишки» исчерпали себя. Учитывая, что система регулирования тарифов на услуги по передаче стремится к переходу на долгосрочные параметры регулирования, такая мера является временной. Уже к 2011 году в соответствии с Федеральным законом «Об электроэнергетике» в плату за технологическое присоединение будет разрешено включать только расходы на строительство новой инфраструктуры от существующих сетей до места расположения присоединяемого объекта. Все прочее развитие и реконструкция должны будут обеспечиваться за счет доходов от услуг по передаче электрической энергии.

Описанный выше подход к установлению платы за технологическое присоединение рождает дискуссию о том, кто должен быть собственником строящихся за счет такой платы объектов сетевой инфраструктуры. Есть претензии присоединяющихся субъектов на то, чтобы стать владельцем таких активов. В поиске ответа на данный вопрос следует исходить из правовой и экономической сути отношений по технологическому присоединению. Это не есть отношения подряда (заявитель нанимает сетевую организацию для строительства каких-либо объектов, а в последующем сам занимается их эксплуатацией). Это есть услуга, заключающаяся в обеспечении присоединения объектов заявителя на границе его земельного участка. Что происходит за это границей, что приходится делать сетевой организации для выполнения своих обязательств, не должно его волновать. Если заявитель желает получить создаваемые сетевые объекты в собственность, то ему необходимо иным образом определить желаемую точку присоединения – не на границе своего земельного участка, а на границе существующих сетей. Тогда он за свой счет осуществит строительство сетевых объектов, а расходы на их строительство попросту не должны учитываться при определении платы за технологическое присоединение.

Существуют особенности определения платы за присоединение для отдельных категорий потребителей и (или) производителей, связанные со специфическими задачами государства, например, в части социальной политики в отношении населения, развития малого и среднего и бизнеса, развития инвестиционного процесса в секторе производства электроэнергии.

Так, в России физические лица, подающие заявку на технологическое присоединение в целях потребления электрической энергии для коммунально-бытовых нужд, с присоединенной мощностью не выше 15 кВт включительно, оплачивают работу по осуществлению технологического присоединения в объеме, не превышающем в сумме 5,5 минимального размера оплаты труда. Существует стремление распространить этот принцип и на малый бизнес с аналогичной величиной присоединенной мощности.

Большинство заявителей на технологическое присоединение оплачивают эту услугу следующим образом:

• размер платы за технологическое присоединение мощности не менее 10 МВ×А или на напряжения не ниже 35 кВ устанавливается индивидуально исходя из расходов на осуществление технологического присоединения и коэффициента рентабельности;
• размер платы за технологическое присоединение мощности менее 10 МВ×А  на напряжение ниже 35 кВ равен произведению установленной ставки платы за технологическое присоединение на соответствующем напряжении и в диапазоне присоединяемой мощности на объем присоединяемой мощности. Установление ставок платы  (за 1 кВт мощности) (для каждой электросетевой организации устанавливается отдельно) производится на основе представленных в органы исполнительной власти субъекта Российской Федерации в области регулирования тарифов электросетевой организацией прогнозных данных о планируемых расходах за технологическое присоединение на календарный год.

В настоящее время обсуждается возможность введения более простой и прозрачной процедуры установления платы, особенно для предприятий малого бизнеса и граждан.

Тарифы на услуги по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике.

Услуги по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике оказывают субъекты оперативно-диспетчерского управления, основным из которых является ОАО «Системный оператор Единой энергетической системы».

Для установления тарифов на такие услуги используется метод регулирования на основе экономически обоснованных затрат. Уполномоченный государственный орган утверждает состав расходов, подлежащих включению в необходимую валовую выручку регулируемой организации, с учетом оценки их экономической обоснованности. Прогнозируемым объемом поставки для установления тарифа на услуги конкретного субъекта оперативно-диспетчерское управления выступает суммарная установленная мощность электростанций юридических лиц, производящих электрическую энергию, при условии, что такие электростанции диспетчируются данным субъектом оперативно-диспетчерское управления.

Соответственно, юридические лица, владеющие электростанциями, оплачивают услуги того субъекта оперативно-диспетчерского управления, который диспетчирует их электростанции.

Тариф на услуги коммерческого оператора.

Коммерческий оператор является компанией, администрирующей работу оптового рынка. Тариф на его услуги регулируется также на основе экономически обоснованных затрат.

При этом состав расходов, подлежащих включению в необходимую валовую выручку коммерческого оператора, утвержден уполномоченным государственным органом. При определении состава таких расходов производится оценка их экономической обоснованности. В качестве прогнозируемого объема поставки применяются плановые объемы производства и потребления электрической энергии участниками оптового рынка. Для определения этих объемов используется сводный прогнозный баланс.

По установленному таким образом тарифу услуги коммерческого оператора оплачивают все участники оптового рынка – и продавцы и покупатели.

Цены (тарифы) на тепловую энергию.

Порядок формирования тарифа на тепловую энергию сходен с таковым на электроэнергию. Тарифы на тепловую энергию, поставляемую потребителям, представляют собой сумму следующих слагаемых:

1) средневзвешенной стоимости производства единицы тепловой энергии (мощности), определяемой по тарифам на тепловую энергию для производителей тепловой энергии;

2) стоимости услуг по передаче единицы электрической (тепловой) энергии (мощности) и иных услуг, оказание которых является неотъемлемой частью процесса поставки энергии потребителям.

Тариф на тепловую энергию для производителей определяется по формуле, руб/Гкал:

Т_тгк(ср) = НВВ_т/Q_отп,

где НВВ_т — необходимая валовая выручка при производстве тепловой энергии; Q_отп — количество тепловой энергии, отпущенной в сеть.

Тарифы на тепловую энергию для потребителей дифференцируются по следующим видам теплоносителей:

горячая вода;

• отборный пар давлением:

от 1,2 до 2,5 кг/см²,

от 2,5 до 7,0 кг/см²,

от 7,0 до 13,0 кг/см²,

свыше 13,0 кг/см²;

• свежий и редуцированный пар.

Тарифы на тепловую энергию могут дифференцироваться по муниципальным образованиям.

Расчет тарифов продажи тепловой энергии предусматривает определение двухставочных тарифов и (или) одноставочных тарифов.

Расчет двухставочного тарифа продажи тепловой энергии производится разделением НВВт на производство тепловой энергии и на содержание мощности.

Расчет одноставочного тарифа производится делением суммарной НВВ на количество посталяемой тепловой энергии.

Расчет платы за услуги по передаче тепловой энергии по тепловым сетям определяется из следующих видов расходов:

• из расходов на эксплуатацию тепловых сетей;
• из расходов на оплату тепловой энергии, израсходованной на передачу тепловой энергии по тепловым сетям (технологический расход (потери) тепловой энергии в сетях).

Расчет платы за услуги по передаче тепловой энергии  в виде тарифа на передачу по тепловым сетям единицы тепловой мощности руб/(Гкал/ч) в месяц, производится по формуле:

— необходимая валовая выручка теплосетевой организации за регулируемый период по оказанию услуг по передаче и реализации тепловой энергии в паре или в горячей воде, тыс. руб.; Р_i — суммарная расчетная (присоединенная) тепловая мощность (нагрузка) по совокупности потребителей тепловой энергии в паре или горячей воде по заключенным договорам теплоснабжения с энергоснабжающей организацией на регулируемый период, тыс. Гкал/ч; М — продолжительность периода регулирования, мес.

Регулируемые тарифы на электроэнергию, поставляемую в условиях ограничения или отсутствия конкуренции

В отношении отдельных сфер электроэнергетики, функционирование которых происходит в постоянных условиях отсутствия конкуренции в силу технологических причин (территориальной замкнутости, наличия одного или нескольких неконкурирующих источников энергии), применяется государственное регулирование тарифов.

К таким сферам относятся неценовые зоны оптового рынка (территория Дальнего Востока, Калининград, Архангельская область,  республика Коми) и технологически изолированные территориальные электроэнергетические системы. В изолированных территориальных электроэнергетических системах допускается осуществление одним юридическим лицом всех видов деятельности в электроэнергетике — производство, передача, распределение и сбыт.

Регулирующие органы устанавливают регулируемые тарифы на все виды деятельности в электроэнергетике на указанных  территориях.

Основными функциями такого регулирования являются создание условий и контроль по их исполнению в части недискрминационного доступа к услугам организаций – естественных монополий в отрасли и антимонопольное регулирование в конкурентных секторах отрасли.

Кроме того, согласно закону «Об электроэнергетике», к сферам, в которых ограничена конкуренция, относятся регионы с временным совокупным дефицитом мощности. Наличие временного совокупного дефицита электрической энергии в отдельных ценовых зонах оптового рынка и (или) на оптовом рынке в целом характеризуется превышением в течение определенного периода или в отдельные часы уровня потребления электрической энергии (с учетом резерва) над уровнем максимально доступной для производства электроэнергии генерирующей мощности. Регулирование в таких регионах, согласно закону, производится в соответствии с законодательством об естественных монополиях.

Главный принцип, которым должно руководствоваться государство при регулировании в таких регионах: сохранение имеющихся и создание новых стимулов для возникновения конкуренции там, где она теоретически оправдана, и повышение эффективности там, где внедрение конкуренции в настоящий момент невозможно.

5.1. Функции и органы государственного регулирования< Предыдущая		Следующая >5.3. Недискриминационный доступ к услугам естественных монополий