Понятие цены и тарифа как дифференцированной цены является важной технико-экономической категорией, от которой зависят основные показатели производственно-хозяйственной деятельности, т.е. финансовая и экономическая устойчивость предприятия. Дифференциация цен на энергетическую продукцию (как, впрочем, и в некоторых других отраслях, например, на транспорте) производятся по нескольким признакам:
· по числу часов использования максимума энергопотребления;
· по участию потребителя в максимуме нагрузки энергосистемы;
· по заполнению суточного графика нагрузки;
· по уровню энергопотребления и др.
Тарифы на электрическую энергию и мощность можно классифицировать следующим образом:
• тариф по счетчику электроэнергии с единой оплатой за 1 кВт∙ч независимо от объема потребленной электроэнергии (прямо пропорциональная оплата потребленной электроэнергии);
• тариф по счетчику электроэнергии с единой оплатой за 1 кВт∙ч независимо от объема потребленной электроэнергии и абонентной платы, учитывающей фиксированные платежи, связанные с затратами на считывание показаний счетчиков, калькуляцию счетов, ведение отчетности по счетам пользователей, стоимость счетчиков и их обслуживание и т.п.;
• ступенчатый (для каждого интервала потребления электроэнергии устанавливается разная оплата 1 кВт∙ч, снижающаяся для каждой последующей ступени);
• обратный ступенчатый, или инверсионный (повышающийся), тариф устанавливается с разной оплатой 1 кВт∙ч для каждого интервала потребления электроэнергии, возрастающей для последующих ступеней;
• дифференцированный тариф (по счетчику) со ступенчатой ставкой только для части потребленной энергии в рассматриваемом пределе;
• двухставочный тариф с основной ставкой за мощность присоединенных электроприемников;
• двухставочный тариф с оплатой максимальной нагрузки;
• двухставочный тариф с основной ставкой за мощность потребителя, участвующую в максимуме энергосистемы;
• одноставочный тариф, дифференцированный по времени суток, дням недели, декадам месяца, сезонам года;
• тариф интенсивности потребления, под которым понимается отношение потребляемой энергии к потребляемой мощности;
• трехставочный тариф с платой за мощность, электроэнергию и абонентной платой (присоединение к сети);
• тариф с дифференцированной по времени платой за мощность;
• тариф, дифференцированный по диапазонам напряжения присоединения потребителя;
• тариф, учитывающий надежность и качество электроснабжения;
• тариф, учитывающий экологическую ситуацию в районе потребления электроэнергии.
Следует отметить, что формирование тарифной политики, ориентированной на широкое использование рыночных форм управления спросом на электрическую энергию и мощность, является одной из актуальных задач развития рыночных отношений в электроэнергетике России.
В вертикально-интегрированной энергокомпании суммарные издержки обычно включают затраты на производство, передачу и распределение электроэнергии. Выделяются переменная составляющая издержек, которая зависит от объема производства (в основном затраты на топливо), и постоянная, зависящая только от установленной мощности энергоустановок и стоимости основных фондов компании. Постоянные издержки играют особую роль в электроэнергетике вследствие высокой капиталоемкости отрасли, необходимости создания пиковых и резервных мощностей и поддержания их в постоянной готовности к электроснабжению. В постоянных издержках иногда выделяют компонент, названный "издержками подключения потребителя" (затраты на установку и снятие показаний счетчиков; расходы на расчеты с потребителями; бухгалтерские расходы; издержки по распределению энергии).
Состав переменных и постоянных издержек должен устанавливаться нормативными калькуляциями, утверждаемыми Федеральной энергетической комиссией. Уровень отдельных элементов затрат предлагается регулировать на основе специально разрабатываемых нормативов, учитывающих конкретные условия энергоснабжения в данном регионе. В этом отношении важное значение имеют, прежде всего, нормативы:
• удельных расходов топлива на электростанциях и потерь в электросетях;
• численности эксплуатационного и ремонтного (собственного) персонала;
• отчислений в ремонтный фонд (затрат на ремонтное обслуживание);
• охраны окружающей среды;
• резервов генерирующих мощностей.
Для оптимизации издержек энергокомпании нормативный подход должен быть дополнен выбором поставщиков топлива, оборудования и ремонтных услуг исключительно на конкурсной основе. Особо актуально это для снижения ремонтных издержек в российских энергокомпаниях, учитывая общий высокий износ фондов в электроэнергетике. Таким образом, при разработке нормативов потребуется исследование соответствующих рынков.
Чтобы обеспечить стабильность тарифов, стоимостные показатели необходимо определять на основе не текущих, а перспективных оценок. С этой целью следует существенно усилить прогнозно-аналитическую деятельность как в энергокомпаниях, так и в регулирующих органах.
Особая проблема - установление нормы прибыли в стоимости обслуживания. До сих пор прибыль в большинстве российских энергокомпаний рассчитывается по статьям расходов, которые компания собирается финансировать из прибыли. Очевидно, что такой метод формирования прибыли инициирует рост средних тарифов.
Решение проблемы состоит в переходе при разработке тарифов к норме прибыли на инвестируемый капитал. Это в большей степени отвечает экономической функции прибыли как источника расширенного воспроизводства и позволяет в определенной мере преодолеть пороки затратного подхода: основной капитал как расчетная база прибыли лучше поддается контролю со стороны регулирующих органов, чем издержки. При таком подходе норма прибыли определяется исходя из структуры (источников) инвестируемого капитала и затрат на его привлечение энергокомпанией (в виде процентов и дивидендов). Если компания использует только собственные средства, то в качестве нормы прибыли может применяться средняя ставка банковского процента по долгосрочным кредитам.
Норма прибыли должна быть достаточной, чтобы гарантировать финансовую устойчивость энергокомпании и при необходимости привлекать дополнительный капитал.
Таким образом, допустимый регулирующими органами размер прибыли в тарифе определяется размером привлеченного капитала и его средневзвешенной стоимостью.
Для расчета абсолютной величины прибыли установленная регулирующими органами норма умножается на восстановительную стоимость основного капитала (фондов) за вычетом начисленной амортизации.
Вместе с тем реализация предлагаемого подхода в полной мере возможна при наличии ряда предпосылок: относительно низких темпов инфляции и эффективных процентных ставок; оценки капитала по текущей рыночной стоимости; достаточного развития фондового рынка.
На издержки и прибыль сильное влияние оказывают налоги, выплачиваемые энергокомпанией в бюджеты разных уровней. Существуют значительные различия между энергокомпаниями разных стран в отношении практики взимания налогов. Например, в Канаде доходы государственных энергокомпаний не облагаются федеральным налогом, а основным источником их финансирования являются льготные банковские кредиты, гарантируемые бюджетами провинций. В России следовало бы усилить гибкость налоговой системы в электроэнергетике в целях поддержания стабильности тарифов и стимулирования снижения издержек энергоснабжения.
Для энергокомпании, имеющей в составе генерирующих мощностей установки комбинированной выработки электроэнергии и тепла (ТЭЦ), вначале определяется общая стоимость обслуживания потребителей обоих видов энергии. Затем ее необходимо распределить между электрической и тепловой энергией. Применяются различные методы разнесения общих затрат комбинированного производства, когда эффект теплофикации либо относится на один из видов продукции целиком, удешевляя его, либо распределяется между электрической энергией и теплом. В последнем случае выгоды от комбинированной выработки получают потребители и электроэнергии, и тепло-энергии (компромиссный метод).
Опыт ряда зарубежных стран (Франции, Швеции) показывает, что в основу расчета тарифов может быть положен не только рассмотренный выше метод полных средних издержек энергокомпании, но и концепция долгосрочных предельных затрат. Она основана на учете всех затрат компании в долгосрочной перспективе, требующихся для удовлетворения прогнозируемого прироста спроса на электроэнергию - затрат на сооружение и ввод в эксплуатацию новых генерирующих мощностей. Здесь появляется возможность лучше учесть инфляцию и получить тарифы на электроэнергию, устойчивые в течение длительного периода. Однако при этом значительно возрастают требования к достоверности долгосрочных прогнозов. Кроме того, предельные затраты могут оказаться как больше, так и меньше среднегодовых. В первом случае энергокомпания будет получать сверхнормативную прибыль, что создает проблему для органов регулирования, во втором - тариф не покрывает текущие издержки на действующих электростанциях, что неприемлемо для энергокомпании. Поэтому для применения концепции долгосрочных предельных затрат требуется тщательное обоснование.
Изложенные выше предложения по совершенствованию регулирования стоимости обслуживания в вертикально-интегрированной энергокомпании в совокупности позволяют оптимизировать среднерегиональный тариф на электроэнергию на более низком уровне и стабилизировать его динамику в перспективе.