5.2. Системы тарифов на электрическую энергию

В процессе обращения энергии на рынке применяют тарифы (цены) на покупку и тарифы на продажу энергии (мощности), которые могут иметь одно-, двух - и многоставочную структуру.

Система одноставочных тарифов на электрическую энергию.

Одноставочный тариф характеризует плату за купленный/проданный киловатт-час активной электрической энергии.

Одноставочный тариф — простейшая форма тарифов, при которой размер платы за потребленную энергию определяется по одной ставке (цене) за киловатт-час.

Одноставочный тариф бывает двух видов: пропорциональный и регрессивный. В свою очередь, в составе регрессивного тарифа выделяют ступенчатый тариф и блок-тариф.

Пропорциональный одноставочный тариф предусматривает установление единой тарифной ставки за проданный (купленный) кВт · ч независимо от объема и режима потребления энергии. При этом плата за потребленную электроэнергию (C) определяется умножением одноставочного тарифа (b) на объем потребления (W):

С=W·b, (руб./год), (5.32)

Данная форма одноставочного тарифа проста, понятна потребителю и требует для своего применения простейших приборов учета — счетчиков.

Одноставочные тарифы применяют для расчетов с населением, учреждениями, организациями, потребителями небольшой мощности, а также потребителями, имеющими равномерный характер потребления энергии (электроемкие промышленные производства и электрифицированный транспорт).

К преимуществам одноставочных форм тарифов относится их предельная простота в применении, а к недостаткам — при изменении спроса и, соответственно, объема производства цена на энергию постоянна, а себестоимость меняется, в результате имеет место разрыв между изменяющейся себестоимостью энергии и постоянным тарифом, отсутствие заинтересованности потребителей в выравнивании энергопотребления в течение суток, а также невозмещение производителям энергии условно-постоянных затрат при нулевом энергопотреблении.

Система двухставочных тарифов на электрическую энергию

Двухставочный тариф — более сложная по сравнению с одноставочным система тарифов, включающая плату за мощность, в том числе ставка за содержание эл.сетей, и плату за каждый потребленный кВт - ч электроэнергии, в том числе ставка за оплату технологического расхода (потерь) в эл. сетях, сбытовая надбавка, инфраструктурные платежи.

Ставка по тарифу за мощность возмещает производителю энергии постоянные затраты на производство и реализацию энергии (амортизационные расходы, затраты на оплату труда, социальные отчисления и прочие постоянные расходы), то есть затраты на поддержание мощности в работоспособном состоянии, а также включает часть прибыли.

Плата за мощность, взимаемая авансом за месяц или год, обеспечивает покрытие постоянных расходов на содержание мощности энергоснабжающей организации, гарантируя ей определенную экономическую стабильность, независимо от объема потребления энергии.

Ставка по тарифу за электроэнергию возмещает компании переменные расходы и часть прибыли. К переменным относятся затраты, зависящие от объема производства энергии и в первую очередь — топливные затраты.

Общий размер платы за потребленную электроэнергию в год при двухставочном тарифе определяется по формуле:

с = а·Рм + b·W, (5.33)

где а – ставка (тариф) за 1 кВА присоединенной мощности, руб./кВА, или 1 кВт заявленного максимума нагрузки, руб./кВт;

Рм - присоединенная мощность, кВА, или заявленный максимум нагрузки, кВт;

b - ставка (тариф) за 1 кВт. ч потребляемой активной энергии, руб./кВт·ч;

W - количество потребляемой энергии, кВт·ч/год.

Многоставочные (зонные) тарифы

Для придания большей гибкости системе тарификации при расчете с покупателями энергии могут использоваться одноставочные (двухставочные) тарифы, дифференцированные в свою очередь:

• по сезонам года;

• по месяцам года;

• по дням недели;

• по часам суток;

• по зонам графика нагрузки;

• по территориальным зонам.

Использование нескольких ценовых ставок при определении платы за потребленную электроэнергию дало этим тарифам название многоставочных.

Дифференциация тарифов на электроэнергию по сезонам года обусловлена стремлением достичь более равномерного режима энергопотребления в течение календарного года. В летний период ввиду уменьшения электропотребления целесообразно снижать тариф на электроэнергию, стимулируя тем самым увеличение потребления электроэнергии в этот период; в осенне-зимний период тариф должен быть более высоким.

Снижению тарифа в весенний и осенний периоды способствует увеличение выработки электроэнергии на ГЭС в результате весеннего и осеннего паводка, так как себестоимость производства электроэнергии на ГЭС ниже себестоимости электроэнергии на ТЭС.

Для территориальных генерирующих компаний с высокой долей выработки электроэнергии на ТЭЦ снижение тарифа в весенне-летний период затруднено ввиду увеличения в это время доли выработки электроэнергии на ТЭЦ по конденсационному режиму с высоким удельным расходом топлива на кВт·ч и, соответственно, более высокой себестоимостью по сравнению с зимним периодом. К тому же в весенне-летний период имеют место дополнительные затраты на ремонт и на создание сезонных запасов топлива на ТЭС.

В целях регулирования электропотребления в разрезе недели тариф на электроэнергию может быть дифференцирован по дням недели. В дни с пониженным энергопотреблением (суббота, воскресенье) тариф может снижаться по сравнению с рабочими днями, что должно заинтересовывать потребителей в увеличении электропотребления в выходные дни.

В типовом суточном графике нагрузки энергосистемы наблюдается резко выраженный провал в ночные часы, снижение нагрузки в дневные часы и увеличение нагрузки в период наступления утреннего и вечернего максимума. Для достижения более равномерного режима потребления тарифы дифференцируются по часам суток: тариф снижается в часы спада электропотребления и увеличивается в часы максимума нагрузки.

Минимальный тариф устанавливается для ночного периода, максимальный — для периода вечернего максимума нагрузки.

Дифференциация тарифа по часам суток приводит к перемещению нагрузки на ночные часы, уплотнению графиков нагрузки, увеличению нагрузки в периоды провала, что увеличивает число часов использования установленной мощности электростанций при том же суточном потреблении электроэнергии и снижает себестоимость электроэнергии, создавая условия для снижения тарифа на электроэнергию. К тому же снижение нагрузки в часы «пик» дает возможность уменьшить ввод мощности и сократить капиталовложения на ее создание.

Недостатком данной формы тарифов является то, что во многих случаях они не в полной мере способствуют снижению величины максимума нагрузки, так как расчет с потребителями производится по одинаковому тарифу за обширную зону суточного времени.

Все виды тарифов, за потребленную энергию, в определенной степени нацелены на решение следующих задач:

• возмещение затрат и получение прибыли энергоснабжающими организациями за продукцию и услуги, поставляемые на рынок энергии и мощности;

• управление режимами электро- и теплопотребления;

• стабилизацию экономического положения энергоснабжающих организаций при незапланированном снижении спроса на энергию;

• стимулирование увеличения или снижения спроса на энергию отдельными потребителями или группами потребителей.

Первая задача, касающаяся возмещения затрат и получения прибыли, решается всеми видами тарифов — одноставочными, двухставочными и многоставочными, так как в основе формирования тарифов на розничном рынке и в регулируемом секторе оптового рынка лежит затратный подход, обеспечивающий энергоснабжающей организации получение необходимой валовой выручки, включающей затраты на производство, передачу и реализацию энергии и необходимую прибыль. Размер получаемой прибыли зависит от величины тарифа, а не от его вида.

Таблица 5.1

Сравнительная характеристика видов тарифов

Вид тарифа	Цель, достигаемая при использовании тарифа данного вида	Способ воздействия
Одноставочный ступенчатый и блок-тариф: — с увеличением тарифа при увеличении электропотребления	Ограничение электропотребления при дефиците электробаланса. Защита малоимущих слоев населения	Увеличение тарифа с ростом электропотребления
— с уменьшением тарифа при увеличении электропотребления	Стимулирование увеличения электропотребления	Уменьшение тарифа с ростом потребления

Продолжение таблицы 5.1

1	2	3
Двухставочные тарифы всех видов	Стабилизация финансового положения энергоснабжающей компании. Уплотнение графика нагрузки	Авансирование платы за заявленную мощность или договорной объем электропотребления
— с платой за собственный заявленный максимум	Управление режимами электропотребления	Уменьшение платы за мощность с уменьшением собственного заявленного максимума нагрузки
— с платой за мощность, участвующую в формировании совмещенного максимума нагрузки системы	Управление режимами электропотребления. Справедливое распределение между потребителями затрат на содержание мощности энергокомпании	Снижение платы за единицу мощности при уплотнении графика нагрузки
Многоставочные тарифы	Управление режимами потребления	Снижение тарифа во внепиковые периоды времени

RAB-регулирование

RAB (Regulatory Asset Base – регулируемая база инвестированного капитала) – это система долгосрочного тарифообразования, основной целью которой является привлечение инвестиций в расширение и модернизацию инфраструктуры.

Мировая практика показала, что регулирование тарифов в электросетевом комплексе на основе методологии RAB имеет ряд преимуществ для электросетевых компаний и потребителей перед действующей сейчас системой «затраты плюс». (таблица 5.2)

Таблица 5.2

Сравнение методов регулирование тарифов «Затраты+» и «RAB»

	Затраты+	RAB
Период регулирования	1 год	5 лет (3 года)
Корректировка на объективные отклонения	Нет	Есть 6 видов ежегодных корректировок
Регулирование операционных расходов	Экономически обоснованные расходы	На основе метода сравнения аналогов
Стимулы снижать операционные расходы	Экономия 2 года	Экономия 5 лет, остаётся в компании

Продолжение таблицы 5.2

1	2	3
Источники для оплаты инвестиций	Амортизация + прибыль текущего года	Акционерный и заемный капитал, который будет оплачен потребителями через тарифы за 35 лет
Регулирование стоимости капитала	Проценты по кредитам в фактическом объеме по фактической стоимости	Нормативный метод. Фактическая стоимость капитала может отличаться
Регулирование надежности и качества обслуживания потребителей	Нет	Инвест программы и НВВ привязаны к уровням надежности

Компании в системе RAB получают гарантированный возврат инвестиций и доход на инвестиции, достаточный для обслуживания кредитов и получения прибыли. Кроме этого, они получают стимул к снижению издержек, так как сэкономленные средства остаются в компании в отличие от применяемой исторически в России системы «затраты плюс».

С точки зрения потребителей достоинствами системы RAB являются повышение надежности энергоснабжения и качества предоставляемых услуг за счет новых инвестиций.

По методу RAB расчет тарифов осуществляется исходя из определяемой необходимой валовой выручки (НВВ) в соответствии с методическими указаниями по расчету тарифов для соответствующего вида деятельности. Непосредственный алгоритм расчета тарифа на услуги по передаче электрической энергии традиционен и закреплен Разделом VIII Методических указаний по расчету регулируемых тарифов и цен на электрическую (тепловую) энергию на розничном (потребительском) рынке (утверждены приказом Федеральной службы по тарифам от 06.08.2004 № 20-э/2), в соответствии с которым тариф на услуги по передаче электрической энергии предусматривает две составляющие:

1. ставку на содержание сетей;

2. ставку по оплате технологических потерь.

Схема формирования тарифа на услуги по передаче электроэнергии и фактического результата деятельности сетевой компании с учетом того, как определяется НВВ согласно Методу RAB, приведена на рис. 5.5.

рис. 5.5. Формирование тарифа на услуги по передаче электроэнергии и результата деятельности компании

Ставка на содержание сетей определяется как отношение НВВ к прогнозному полезному отпуску электроэнергии в регулируемом году, и утверждаются регулирующим органом на период регулирования.

Ставка по оплате технологических потерь рассчитывается ввиду требований законодательства об электроэнергетике, обязывающих сетевую организацию оплачивать потери, возникающие в ее сетях, по ставке, установленной регулирующим органом в соответствии с Разделом VI Основ ценообразования в отношении электрической и тепловой энергии в РФ (утверждены постановлением Правительства РФ от 26.02.2004 № 109).

Ясно, что потребители оплачивают полезный отпуск электроэнергии по приборам учета, а не общий отпуск, включающий как полезный отпуск, так и потери электроэнергии, поэтому ставка на передачу электроэнергии рассчитывается так, чтобы плата за полезный отпуск обеспечила компании и НВВ, и компенсацию потерь электроэнергии при транспортировке.

Методика формирования тарифа в рамках RAB-регулирования в общих чертах она представлена на рис. 5.6.

Рис. 5.6 Схема установления долгосрочных тарифов по методике (RAB)

Основой для расчета служит инвестированный капитал, он состоит из двух частей:

1. Первоначальная база капитала – стоимость активов сетевой компании на момент введения RAB посчитанная независимым аудитором;

2. Новый инвестированный капитал – стоимость инвестиционной программы осуществляемой собственником (программа согласовывается с регулятором – РЭК или ФСТ).

Необходимая валовая выручка⁹ должна быть такой, чтобы акционерам и инвесторам постепенно (в срок до 35 лет) вернулся весь инвестированный капитал (новый и первоначальный). Кроме того, на инвестированный капитал начисляется доход, средства, на выплату которого так же закладываются в необходимую валовую выручку. В первые годы действия RAB-регулирования, на первоначальный капитал начисляется совсем небольшой доход, фактически только покрывающий амортизацию оборудования сетевой компании. Например, для межрегиональных распределительных компаний (МРСК) для «старого» капитала установлена следующая норма доходности: в 2010 году – 6%; в 2011 – 9%; в 2012 – 12%. Для «нового» капитала (для привлеченных инвестиций) норма доходности на период 2010-2012 гг. установлена в размере 12%. В последующие периоды нормы доходности для нового и старого капитала станут одинаковыми. Ну и конечно третья составляющая необходимой валовой выручки – текущие расходы – затраты компании на содержание сетей, компенсацию технологических потерь и все остальные обязательные затраты.

Таким образом, необходимая валовая выручка включает в себя три компонента: текущие расходы, доход на инвестированный капитал и возврат инвестированного капитала.

Взяв за основу необходимую валовую выручку, регулятор рассчитывает тариф на передачу электроэнергии по сетям. Тариф при RAB-регулировании, в отличие от схемы «затраты+», устанавливается не на один год, а на долгосрочный период 3-5 лет. И это принципиальная разница. Компания в течение 1-3 лет снижает свои издержки, но продолжает работать по утвержденному тарифу. Сэкономленные средства остаются в компании и идут ей в прибыль. Это стимулирует компанию снижать операционные расходы.

Тем не менее, не следует думать, что при RAB-регулировании на тариф ничего не может повлиять в течение 3-5 лет. Тариф может ежегодно индексироваться с учетом макроэкономических показателей (упрощенно говоря – исходя из уровня инфляции), кроме того, увеличивая или урезая тариф, власти и регулятор могут наказывать или поощрять сетевую компанию за исполнение инвестиционной программы, за надежность передачи электроэнергии и качество обслуживания потребителей.

Впервые методика тарифообразования на основе регулируемой базы инвестированного капитала (RAB) была применена в Великобритании в конце 1980-х годов в процессе приватизации электросетевого комплекса и либерализации рынка электроэнергии. Тогда государство выделило 14 сопоставимых по размерам распределительных сетевых компаний и предложило ввести данную систему. RAB-регулирование оказалось очень эффективным: энергокомпании существенно сократили свои издержки при одновременном увеличении инвестиций в отрасль. Поэтому система RAB в мире считается образцом тарифного регулирования в первую очередь для распределительных электрических сетей, систем водоснабжения и связи.

В середине 1990-х годов на RAB перешли Канада, США, Австралия и многие страны Западной Европы, правда, в каждой стране со своими особенностями. Европейский союз в 2002 году обязал страны Восточной Европы применять RAB-регулирование при установлении тарифов для монополий, и RAB пришел в Чехию, Словакию, Венгрию, Польшу, Румынию, Болгарию и ряд других государств.

В России работа над новой моделью тарифного регулирования началась в профильных ведомствах, и в первую очередь в Минэкономразвития, еще в период реформирования электросетевого комплекса страны в 2003-2005 годах. Аналогично Великобритании, в нашей стране в процессе реформирования созданы 11 сопоставимых по масштабам межрегиональных распределительных сетевых компаний. Были проведены необходимые исследования, разработаны методические рекомендации, подготовлена законодательная база (Постановлением Правительства РФ от 31.12.2010 N 1242, применяются к правоотношениям, возникшим с 1 января 2011 года. «О ценообразовании в отношении электрической и тепловой энергии в Российской Федерации»).