Формирование и оптимизация среднесистемных тарифов на электрическую и тепловую энергию для конечных потребителей

Рубрика:

Инфраструктура

 

Автор

Непомнящий Владимир, Директор по экономике ЗАО «КОМКОН-2», д. э. н., профессор

 
    В настоящее время на территории Российской Фе­дерации функционирует двухуровневый рынок электроэнергии и мощности — оптовый и розничный.
    Основными субъектами оптового рынка являются: оптовые генерирующие компании (ОГК); территориальные генерирующие компании (ТГК); концерн «Росэнерго­атом»; Федеральная сетевая компания (ФСК); межрегиональные распределительные сетевые компании; территориальные (региональные) сетевые компании, занимающиеся распределением энергии; крупные потребители; сбытовые организации; Системный оператор ЕЭС. Субъекты оптового рынка могут выступать как в роли продавцов, так и покупателей электроэнергии и мощности.
    К субъектам розничного рынка относятся: потребители электрической энергии; энергосбытовые организации; территориальные (региональные) производители электроэнергии и блок-станции; энергоснабжающие компании; территориальные сетевые организации; территориальные диспетчерские управления.
    Правила функционирования этих рынков и формирования тарифов на производство, передачу, распределение и реализацию электроэнергии и мощности определяются рядом федеральных законов, методическими указаниями, приказами и постановлениями ФСТ России.
    Анализ данных документов [1] показал, что часть из них не соответствует физико-энергетическим и экономическим свойствам электрических систем. Но наиболее серьезным недостатком всех методических указаний является отсутствие в них системного подхода и системной оценки влияния величины тарифов на электрическую и тепловую энергию для конечных потребителей на экономику электроэнергетической отрасли в целом.
    Экономика электроэнергетики зависит в основном от следующих факторов: общих условий развития экономики России, предопределяющих рост потребления электрической и тепловой энергии, электрических и тепловых нагрузок, темпов и масштабов ввода новых и реконструкции действующих генерирующих мощностей и электросетевых объектов (линий электропередачи, подстанций, компенсирующих устройств реактивной мощности и т. п.), что предусматривает необходимый объем инвестиций в модернизацию и расширение электростанций и электрических сетей; стоимости энергетического топлива (газа, мазута, угля); применения экономически обоснованных тарифов на электрическую и тепловую энергию. Все перечисленное влияет и на величину себестоимости производства и передачи электрической и тепловой энергии, возможность покрытия текущих издержек и создание инвестиционных фондов с оптимальной структурой источников финансирования вложений.
    Для расчета оптимального тарифа на электрическую и тепловую энергию в электроэнергетической отрасли в той или иной экономической ситуации построена комплексная экономико-математическая модель (табл. 1—4), которая отражает следующие операции:
  • формирование отраслевой себестоимости производства, передачи и распределения электрической и тепловой энергии с учетом отчислений на социальные нужды (единого социального налога) и налогов (налога на пользователей дорог);
  • определение необходимого объема и структуры используемой в отрасли чистой прибыли, исходя из предполагаемых темпов ее развития и структуры источников финансирования инвестиций, от чего зависят расходы на обслуживание привлеченных (заемных) средств;
  • установление налоговой нагрузки на прибыль (налога на имущество, налога на прибыль).
    Исходными данными для модели являются:
    1. Отчетные сведения не менее чем за пять лет по основным экономическим показателям, входящим в состав себестоимости электрической и тепловой энергии, ее передачи и распределения: основные производственные фонды; численность производственно-технического персонала; амортизация; материальные затраты, в том числе количество и стоимость топлива на выработку энергии и ее потери при транспортировке; расходы на ремонтное обслуживание и выполнение работ подрядным способом; фонд оплаты труда и начисления на социальные нужды (ЕСН); прочие эксплуатационные издержки; налоги и платежи, входящие в себестоимость продукции.
    2. Прогноз потребления электрической и тепловой энергии на планируемую перспективу и балансы производства и потребления электрической и тепловой энергии, электрических и тепловых нагрузок.
    3. Потребность в топливе на выработку тепла и электроэнергии, структура топливопотребления и цена на различные виды топлива.
    4. Инвестиции в развитие электростанций, электрических и тепловых сетей, котельных установок и прочих производственных объектов энергетики.
    5. Структура источников финансирования инвестиций, объемы заемных средств (кредиты банков и вложения частных инвесторов), расходы по обслуживанию кредитов и займов, условия кредитования (процентные ставки, сроки, доходность капитала для частных инвесторов и т. п.).
    На основании указанных компонентов вычисляются удельные параметры (нормативы) для прогнозирования экономических показателей электроэнергетической отрасли, генерирующих компаний и сетевых организаций на заданную перспективу. Все они изначально представлены в масштабе сопоставимых цен (в данном случае — в ценах 2005 г.), а затем по необходимости переводятся в текущие цены с помощью коэффициентов индексации.
    Отчетные экономические показатели электроэнергетики за 2000—2008 гг. приведены в таблице 1, а рассчитанные на их основе фактические удельные нормативы и их значения на прогнозируемый период — в таблицах 2 и 3.
    В таблице 4 показана собственно модель формирования тарифов на электрическую и тепловую энергию.
    Ее отличительными особенностями являются:
    1. Определение показателей текущих эксплуатационных расходов электроэнергетики в функции трех базовых составляющих:
    а) основных производственных фондов в натуральном или денежном выражении (амортизация, материальные затраты на ремонтное обслуживание, численность производственно-технического персонала);
    б) производства и потребления электрической и тепловой энергии и мощности (расходы и стоимость топлива на выработку энергии по видам топлива и энергии, потери электро- и теплоэнергии в сетях);
    в) численность производственно-технического персонала (фонд оплаты труда и начисления на социальные нужды);
    г) прочие эксплуатационные расходы, включая налоги, выплачиваемые из себестоимости (налог на землю, транспортный налог), и другие платежи, — рассматриваются как фиксированная доля общих эксплуатационных издержек.
    2. Валовая, балансовая и чистая прибыль и ее компоненты — формируются на основе нормативов таблицы 3.
    3. Оптимизация тарифов на реализацию электрической и тепловой энергии — проводится по следующим критериям:
    а) на тепловую энергию — по критерию нулевой рентабельности для повышения конкурентоспособности централизованно
    вырабатываемой тепловой энергии по сравнению с теплоэнергией, производимой промышлен­но-производственными и коммунальными котельными;
    б) на электрическую энергию — по критерию равенства нулю разницы между полученной и используемой чистой прибылью.
    4. Модель предусматривает проведение оптимизации структуры инвестиций в развитие электро­энергетики.
    При этом предполагаются следующие возможные источники финансирования:
  • амортизационные отчисления;
  • инвестиционный фонд, создаваемый из прибыли;
  • плата за присоединение новых потребителей;
  • бюджетные вложения (поскольку государство зачастую является основным владельцем предприятий электроэнергетики);
  • кредиты отечественных банков;
  • кредиты иностранных банков;
  • вложения отечественных частных инвесторов;
  • вложения иностранных частных инвесторов;
  • эмиссия акций.
    Принимая во внимание, что каждый вид заемных ресурсов имеет свои сроки возврата, свои процентные ставки и доходность сторонних инвесторов, рациональной будет структура с минимальными расходами по обслуживанию привлеченных средств.
    Величина тарифа на потребляемую электрическую и тепловую энергию зависит также от стоимости топлива, цена на которое в той или иной мере регулируется государством.
    Надежность электроснабжения потребителей определяется с учетом двух факторов: инвестиций в ее повышение, включаемых в состав суммарных капиталовложений в развитие отрасли, и дополнительных расходов из себестоимости на страхование надежности электроснабжения потребителей в соответствии с методикой, изложенной в [2].
    Проанализируем с помощью предложенной модели экономику электроэнергетики России и тарифы на электрическую и тепловую энергию при трех сценариях развития нашей страны до 2015 г.
    Экономика электроэнергетики России в докризисных условиях
    Согласно исследованию [3], докризисные условия развития электроэнергетики России до 2015 г. характеризуются среднегодовыми темпами динамики полезного электропотребления в 4,9%, увеличением электрической нагрузки на 5,4% в год, среднегодовым ростом установленной мощности электростанций ЕЭС в 3,5% до величины 297,5 млн кВт к 2015 г. при выработке 1?625,5 млрд кВт·ч. При этом в структуре топливопотребления в электроэнергетике к 2015 г. будут иметь место следующие соотношения: природный газ — 59,2%, уголь — 38,1%, мазут — 2,7%.
    Для развития электроэнергетики в этих масштабах в период 2006—2015 гг. потребуется 11 285 млрд руб. инвестиций.
    Рассмотрим вариант финансирования инвестиций при усиленной помощи государства, когда за счет средств консолидированного бюджета предполагается полностью обеспечить развитие гидроэнергетики, атомной энергетики и магистральных электрических сетей напряжением 1150—220 кВ. При этом на долговременные финансовые вложения должно направляться не более 10% чистой прибыли отрасли.
    Структура финансирования инвестиций по данному варианту может быть следующей (в ценах 2005 г.):
    Источник млрд руб. %
    Собственные средства (амортизация и прибыль)
    4 752,2
    42,1
    Консолидированный бюджет и другие централизованные средства
    3 743,9
    33,2
    Заемные средства
    2 788,7
    24,7
    Итого
    11 284,9
    100,0
    На основе указанных цифр по источникам финансирования инвестиций были вычислены экономические показатели развития электроэнергетики России до 2015 г.
    В этих условиях себестоимость электроэнергии, которая в 2005 г. составляла 0,725 руб./кВт·ч, к 2015 г. поднимется в 1,84 раза — до 1,335 руб./кВт·ч. При этом топливная составляющая себестоимости будет сжиматься — с 51,1 до 24,4%, а доля фонда оплаты труда возрастет с 20,2 до 30,6%. Одновременно увеличится доля амортизационных отчислений, стоимости ремонтных работ и обслуживания.
    С расширением доли централизованного финансирования инвестиций из консолидированного бюджета и, соответственно, снижением удельного веса заемных средств будут сокращаться расходы по их обслуживанию и доля инвестиций, финансируемых из прибыли, что уменьшит потребность в самой прибыли и приведет к сужению объема необходимой выручки от реализации энергетической продукции и изменению тарифов на электроэнергию.
    Чтобы сделать теплоэнергию, вырабатываемую на ТЭЦ при их сравнительно невысокой загрузке, конкурентной по отношению к тепловой энергии, получаемой в производственно-отопительных котельных, тариф на тепловую энергию ТЭЦ следует устанавливать на уровне ее себестоимости, относя всю необходимую прибыль на производство электроэнергии.
    В этом случае средний за расчетный период до 2015 г. потребительский тариф на электрическую энергию составит 2,347 руб./кВт·ч.
    Концентрация централизованных средств в зонах наибольших инвестиций позволит сгладить годовые тарифы на электроэнергию.
    Экономика электроэнергетики России в условиях кризиса
    Проявление экономического кризиса в электроэнергетической отрасли характеризуется спадом потребления электроэнергии и электрических нагрузок, сокращением финансирования инвестиций, вводов генерирующих мощностей и, соответственно, производства электроэнергии.
    Если допустить, что кризисная ситуация продлится до 2015 г., то согласно разработкам [3] в электроэнергетике России в перспективе следует ожидать уменьшения производственных расходов на генерацию и передачу электроэнергии, а следовательно, и выручки от реализации энергии.
    Одним из ключевых компонентов прогноза развития электроэнергетики в условиях кризиса является предположение, что государство как ведущий совладелец основных средств возьмет на себя финансирование развития гидроэнергетики, атомной энергетики и магистральных сетей мощностью 1150—220 кВ, а также обеспечит рациональное использование получаемой в отрасли прибыли, в частности потребует резкого ограничения долгосрочных финансовых вложений (не более 10% от чистой прибыли).
    При этом объемы финансирования инвестиций в электроэнергетику из консолидированного бюджета не превысят 975 млрд руб. (в ценах 2005 г.), или 22% от суммарного поступления средств в отрасль.
    Себестоимость электроэнергии к концу расчетного периода составит 1,03 руб./кВт·ч — это в 1,3 раза ниже, чем до кризиса. При этом средний за прогнозный отрезок времени тариф на электроэнергию в кризисных условиях окажется в 1,3 раза меньше своего аналогичного докризисного значения (1,807 против 2,347 руб./кВт·ч).
    Сопоставление тарифов на электроэнергию по рассматриваемым сценариям развития экономики России приведено в таблице 6 и на рисунке 1.
    Экономика электроэнергетики России в посткризисных условиях
    В качестве кардинальных мер по стабилизации ситуации и выводу страны из кризиса приняты: увеличение государственного финансирования инвестиций в развитие отечественной экономики, в том числе электроэнергетики как основы технической базы роста, и редевальвация национальной валюты до предкризисного уровня, а также снижение ставки налога на прибыль до 20%.
    Проведенные расчеты [3] показывают, что при незамедлительном осуществлении этих мер уже в 2011 г. можно ожидать начала восстановления экономики России и, соответственно, электроэнергетической отрасли.
    Для этого в 2009—2015 гг. из консолидированного бюджета потребуется выделить до 4?313,4 млрд руб. на развитие электроэнергетики. Эта сумма в 8 раз превышает объем государственного финансирования в нормальных условиях функционирования до кризиса.
    При развитии электроэнергетики в посткризисный период себестоимость электроэнергии к 2015 г. достигнет 1,284 руб. за кВт·ч при среднем значении себестоимости за прогнозный отрезок времени 1,052 руб./кВт. При этом потребительский тариф на электроэнергию за тот же период возрастет до 3,057 руб./кВт·ч, что на 21,2% ниже аналогичного докризисного тарифа.
    Экономические показатели развития экономики электроэнергетики в посткризисных условиях отражены в таблице 5.
    Динамика потребительских тарифов на электроэнергию при различных экономических условиях развития электроэнергетики представлена в сводной таблице 6 и на рисунке 1.1
    Сопоставление потребительских тарифов на электроэнергию с ее себестоимостью показывает, что в среднем за прогнозный период 2006—2015 гг. рентабельность электро­энергетики к себестоимости составляет: в докризисных условиях развития экономики при усиленных государственных инвестициях — 73,5%; в условиях кризиса — 54,0%; в посткризисных условиях — 74,2%.
    Эффективность основных производственных фондов (доходность основного капитала) на расчетную перспективу определена в размерах: до кризиса при повышенных государственных инвестициях — 31,0%; в условиях кризиса — 32,2%; в посткризисных условиях — 31,0%.
    Влияние доли бюджетного финансирования инвестиций в электроэнергетику на величину потребительского тарифа на электроэнергию
    Для оценки влияния объемов государственного финансирования инвестиций в развитие электроэнергетики на величину потребительского тарифа на электроэнергию была проведена серия расчетов по определению оптимальных значений тарифов при различных объемах средств, выделяемых из консолидированного бюджета России, для прогнозного периода 2009—2015 гг. При этом были заданы значения удельного веса бюджетных вливаний в процентах от инвестиций за вычетом амортизационного фонда и фиксировались средневзвешенные тарифы за расчетный период.
    Результаты вычислений приведены на рисунке 2.
    Расчеты свидетельствуют, что данная зависимость носит ниспадающий характер с темпом снижения 0,11 руб./кВт·ч на каждые 10% увеличения государственных инвестиций.
    Математически она может быть представлена в виде линейной функции:
    ?,(1)
    руб./кВт·ч, где — удельный вес бюджетных вложений в развитие электроэнергетики в процентах от полного объема инвестиций за вычетом амортизационных отчислений.
    Влияние стоимости энергетического топлива на величину потребительского тарифа на электрическую и тепловую энергию
    Для исследования влияния стоимости топлива на величину потребительских тарифов на электрическую и тепловую энергию сделаны расчеты по определению оптимальных значений тарифов на энергетическую продукцию при различных ценах на топливо (прогнозный период 2006—2015 гг.).
    При этом были заданы значения удельного коэффициента изменения цен на газ, уголь и мазут по отношению к базовым ценам 2005 г.: природный газ — 1?504 руб./т у. т., уголь энергетический — 1?044 руб./т у. т., мазут топочный — 2?883 руб./т у. т.; фиксировались средневзвешенные за расчетный период значения тарифов на электрическую и тепловую энергию и их себестоимость.
    Результаты расчетов приведены на рисунках 3 и 4.
    Кривая показывает, что исследуемые зависимости носят возрастающий характер и могут быть описаны следующими регрессионными зависимостями:
    а) потребительский тариф на электроэнергию:
    ,(2)
    руб./ кВт·ч, где — средневзвешенный коэффициент изменения цен на топливо, отн. ед.;
    б) себестоимость электроэнергии для потребителей:
    ,(3)
    руб./ кВт·ч;
    в) тариф и себестоимость тепловой энергии для потребителей:
    ,(4)
    руб./Гкал.
    Согласно анализу данных зависимостей при изменении среднесистемной стоимости топлива на 10% средневзвешенный тариф на электроэнергию варьируется с тем же знаком на 23,5 коп./кВт·ч, а потребительский тариф на теплоэнергию — на 24,12 руб./Гкал.
    Выводы
    1. Предложенная методика и экономико-математическая модель для формирования среднесистемных тарифов на электрическую и тепловую энергию для конечных потребителей на расчетный период свободны от недостатков, свойственных Методическим указаниям ФСТ России, и определяют динамику изменения этих тарифов за расчетный период на основе системного подхода с учетом всех влияющих факторов.
    2. Методика учитывает доходность капитала частных инвесторов при произвольных сроках его возврата в отличие от рекомендаций ФСТ, где этот срок твердо фиксирован на уровне 30—33 лет.
    3. Методика и модель предусматривают новые решения в виде оптимизации структуры источников финансирования инвестиций в развитие электроэнергетики, что снижает обременение инвестиционного капитала расходами по обслуживанию заемных средств.
    4. Предлагаемые методика и эконо­мико-математическая модель позволяют определять и оптимизировать минимально необходимую величину тарифов для конечных потребителей на централизованно производимую электрическую и тепловую энергию. Данная величина достаточна для покрытия производственных издержек, обеспечения финансирования инвестиций в развитие электроэнергетики в соответствии с темпами роста экономики и выплаты налогов в бюджеты разных уровней. При этом имеется возможность регулирования тарифов за счет целенаправленного изменения отдельных составляющих прибыли и издержек отрасли и выявления наиболее эффективных путей снижения тарифов.
    Литература
    1. Кутовой Г. П., Овсейчук В. А. Анализ нормативно-методической базы в сфере регулирования электроэнергетики и рекомендации по ее совершенствованию // Экономика и финансы электроэнергетики. 2010. № 1.
    2. Непомнящий В. А. Проблемы надежности электроснабжения и их влияние на экономику электроэнергетики // Энерго­Рынок. 2009. № 9.
    3. Непомнящий В. А. Развитие электро­энергетики России в условиях финансового кризиса и в посткризисный период // Экономика и финансы электроэнергетики. 2009. № 10, 11.