Программы форекс. . Форекс график доллар рубль онлайн жуткий текущий курс доллара к рублю онлайн на форекс.
blank

6. РОЗНИЧНЫЙ РЫНОК ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ И ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ

Предыдущая глава     Содержание     Следующая глава



6.1. Поставка электрической и тепловой энергии потребителям в 2005 году


6.2. Тарифная ситуация на розничных рынках электрической и тепловой энергии в 2005 году

6.1. Поставка электрической и тепловой энергии потребителям в 2005 году

Рассматриваемая сфера розничного рынка

В настоящем Докладе анализ розничного рынка электрической и тепловой энергии проводился только в его части, охватываемой внутриотраслевой статистической отчетностью Холдинга ОАО «РАО ЕЭС России». Вследствие этого объем конечного потребления электроэнергии меньше величины потребления, фиксируемого государственной статистической отчетностью, на величину потерь в системообразующих и распределительных сетях. Кроме того, вследствие отраслевого характера данных показатели в данном разделе приведены без учета потребления энергии, выработанной на собственных блок-станциях промышленных предприятий (в целом по стране составляет порядка 41 млрд. кВт•ч), и прямых потребителей станций концерна «Росэнергоатом».

Конечное потребление на розничном рынке отражает объемы покупки теми потребителями, которые обслуживаются дочерними и зависимыми обществами ОАО РАО «ЕЭС России», а также ОАО «Иркутскэнерго» и ОАО «Татэнерго». В объем конечного потребления объем поставки электроэнергии с оптового рынка потребителями-участниками рынка (потребителями федерального уровня).

Рассматриваемые группы потребителей электроэнергии

В Докладе использовалась классификация потребителей розничного рынка электроэнергии, использовавшаяся в отраслевой отчетности до 2005 г. включительно. В соответствии с данной классификацией отпуск электроэнергии, товарная продукция и фактические тарифы энергоснабжающих организаций традиционно фиксировались по следующим группам потребителей:

  • промышленные потребители с присоединенной мощностью оборудования 750 кВА и выше;
  • промышленные потребители с присоединенной мощностью оборудования до 750 кВА;
  • железнодорожный транспорт;
  • городской транспорт;
  • непромышленные потребители;
  • производственные сельскохозяйственные потребители;
  • население;
  • населенные пункты1;
  • оптовые потребители – перепродавцы (ОПП);
  • хозяйственные нужды энергоснабжающих организаций.

Объемы поставок потребителям

В течение 2005 г. отпуск электроэнергии потребителям дочерними и зависимыми обществами ОАО РАО «ЕЭС России», включая ОАО «Иркутскэнерго» и ОАО «Татэнерго», а также независимыми субъектами оптового рынка, составил 707,8 млрд. кВт•ч. Из них конечным потребителям – участникам оптового рынка, было поставлено 38,1 млрд. кВт•ч. Отпуск электроэнергии конечным потребителям структурами ОАО РАО «ЕЭС России» (без участников оптового рынка) составил 668,4 млрд. кВт•ч. По сравнению с 2004 г. отпуск электроэнергии потребителям вырос на 2,76% (по ДЗО ОАО РАО «ЕЭС России» рост составил 2,2%).

Кроме того, энергоснабжающие организации ОАО РАО «ЕЭС России»(ЭСО) поставили потребителям 462,1 млн. Гкал тепловой энергии. Всего потребителям (с учетом отпуска от тепловых электростанций) было реализовано 480,1 млн. Гкал тепловой энергии. Отпуск тепловой энергии потребителям в 2005 г. по сравнению с предыдущим годом почти не изменился (–0,2%), тогда как отпуск энергоснабжающими организациями Холдинга снизился – на 1,2%.

Данные по полезному отпуску электрической и тепловой энергии в 2002–2005 гг. представлены в табл. 6.1.

В целом за период 2002–2005 гг. полезный отпуск электрической энергии вырос на 54,6 млрд. кВт•ч (или на 8,4%), а тепловой энергии несколько снизился – на 5,1 млн. Гкал (или на 1,1%).


Табл. 6.1. Динамика изменения полезного отпуска электроэнергии и теплоэнергии, в том числе по дочерним и зависимым организациям ОАО РАО «ЕЭС России»

  


 

 

Структура поставок энергии потребителям

Структура отпуска электрической и тепловой энергии конечным потребителям в целом по стране и по федеральным округам приведена на рис. 6.1 и 6.2.

Структура отпуска электроэнергии на рис. 6.1 представлена в более агрегированном виде по сравнению с группировкой потребителей в первичной отчетности, с тем чтобы выделить полный объем потребления населением в целом.

На долю Приволжского, Центрального, Уральского и Сибирского федеральных округов приходится почти 80% конечного потребления электроэнергии. Приволжский федеральный округ лидирует по потреблению централизованного тепла – 33% от общего отпуска тепловой энергии предприятиями ОАО РАО «ЕЭС России».


 

6.2. Тарифная ситуация на розничных рынках электрической и тепловой энергии в 2005 году

Процесс тарифного регулирования энергоснабжающих организаций в 2005 году

В 2005 г. большая часть поставок электроэнергии на оптовом рынке и розничных рынках, а также поставки тепловой энергии осуществлялись по тарифам, регулируемым соответствующими уполномоченными государственными органами исполнительной власти. Только часть объемов электрической энергии могла быть приобретена покупателями на оптовом рынке по нерегулируемой цене в секторе свободной торговли (см. разд. 5).

Установление экономически обоснованных тарифов, как по видам деятельности (производство и передача, включая сбытовую надбавку), так и по группам потребителей, осуществлялось в соответствии с действующими нормативно-правовыми актами Российской Федерации.

Одним из важнейших требований к тарифному регулированию является доступность для потребителей продукции электроэнергетики. В конце 2003 г. до вступления в силу новых Правил оптового рынка электрической энергии была утверждена Программа изменения уровня государственных регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике (далее – Программа). Программа предопределила постепенное снижение темпов роста тарифов на электрическую и тепловую энергию до уровня инфляции. Программой был введен двухступенчатый механизм регулирования, при котором:

  • Федеральный исполнительный орган (ФСТ России) устанавливает минимальную и максимальную границы средних тарифов на электрическую и тепловую энергию, поставляемую энергоснабжающими организациями (без учета дифференциации по группам потребителей), а также предельные минимальные и максимальные уровни тарифов на электрическую энергию, поставляемую энергоснабжающими организациями (ЭСО) населению.
  • Региональные органы исполнительной власти утверждают тарифы для всех групп потребителей таким образом, чтобы средний тариф оказался внутри «тарифного коридора».

Регулирование предельных тарифов на 2005–2006 гг. состоялось в сентябре 2004 г. Первоначально предполагалось установление тарифов на два-три года вперед3. Для расчета прогнозных уровней тарифов на электрическую и тепловую энергию использовались индексы-дефляторы для основных составляющих тарифа (см. табл. 6.2), принятые в соответствии с протокольным решением в Правительстве РФ.

Для принятия решений по предельным тарифам средний рост оптовой цены на газ дифференцировался с учетом дальности транспортировки по 11 территориальным поясам и в среднем по стране был установлен на уровне 23%.

Вследствие длительности периода предварительных расчетов ФСТ России в 2005 г. окончательные значения предельных тарифов были приняты только в сентябре.


Табл. 6.2. Индексы-дефляторы, принятые при утверждении предельных тарифов на 2005 год


Поэтому некоторые энергоснабжающие организации подали документы для утверждения тарифов на 2005 г., не имея утвержденных предельных тарифов4. Тем не менее все энергоснабжающие компании при регулировании вошли в допустимые границы максимальных предельных тарифов5.

Результат тарифного регулирования энергоснабжающих организаций в 2005 году

Тарифы на электроэнергию

Средний по России прирост утвержденных тарифов на электроэнергию по энергоснабжающим организациям Холдинга ОАО РАО «ЕЭС России» составил 9,2%.

В результате регулирования в Республике Коми среднеотпускные тарифы на электроэнергию были снижены относительно тарифа прошлого года на 13% или на 18 коп./кВт•ч – с 138 коп./кВт•ч до 120 коп./кВт•ч. Это на 16% (-23,7 коп./кВт•ч) ниже предельного уровня

– 143,7 коп./кВт•ч. При регулировании региональные органы исполнительной власти сочли завышенными отдельные составляющие плановой выручки ОАО «Комиэнерго» в предыдущем году.

В остальных регионах тарифы выросли относительно значений 2004 г. Небольшой прирост тарифов наблюдался в Брянске, Иваново, Тюмени и на Алтае (3–5%). Максимальный прирост среднеотпускных тарифов на электроэнергию сложился на Камчатке – 36% (или рост на 88 коп./кВт•ч относительно тарифа прошлого года 239,0 коп./кВт•ч) и на Чукотке – 143% (+203,6 коп./кВт•ч относительно тарифа прошлого года 142,5 коп./кВт•ч). По ОАО «Архэнерго» установленный тариф 159,40 коп./ кВт•ч дал прирост в 20%.

Такой рост тарифов на электроэнергию в регионах Дальнего Востока и Архангельской области объясняется сокращением или полным отказом от дотирования тарифов за счет средств субвенций из бюджета Российской Федерации.

Тариф ниже предельного минимального уровня был установлен органами по регулированию тарифов в следующих компаниях:

  • ОАО «Сахалинэнерго» на 13% (-28,9 коп./кВт•ч от предельного уровня 221,0 коп./кВт•ч);
  • ОАО «Самараэнерго» на 12% (-12,6 коп./кВт•ч от 104,3 коп/кВт•ч);
  • ОАО «Ярэнерго» на 7% (-7,8 коп./кВт•ч от 111,5 коп/кВт•ч);
  • ОАО «Мариэнерго» на 5% (-6 коп./кВт•ч от 119,0 коп/кВт•ч);
  • ОАО «Нижновэнерго» на 5% (-5,2 коп./кВт•ч от 107,3 коп/кВт•ч);
  • ОАО «Иркутскэнерго» на 5% (-1,4 коп./кВт•ч от 29,5 коп/кВт•ч);
  • ОАО «Хабаровскэнерго» на 5% (-7,6 коп./кВт•ч от 167,6 коп./кВт•ч).

Средний прирост утвержденных тарифов для населения составил 18,8%. Ни в одной из энергосбытовых (энергоснабжающих) компаний отрасли не был превышен предельный максимальный уровень тарифов, установленных для населения. Однако в некоторых регионах были несколько занижены предельные минимальные уровни, например в Сахалинской области (ОАО «Сахалинэнерго») – на 34,8% (-91 коп./кВт•ч), Чеченской республике (ОАО «Нурэнерго»)

– на 27,6% (-16 коп./кВт•ч), Приморском крае (ОАО «Дальэнерго») –на 13,4% (-13 коп./кВт•ч), Республике Коми (ОАО «Комиэнерго») на 11,3% (-14 коп./кВт•ч), Самарской области ( ОАО «Самараэнерго») –на 8% (-10 коп./кВт•ч).

В среднем по Федеральным округам утвержденные тарифы на электроэнергию для населения в 2005 г. отличались в 1,5 раз: от 77,9 коп./кВт•ч в Уральском округе до 118,9 коп./кВт•ч в Центральном округе.

По регионам средние тарифы отличаются в 7,8 раз

– самый высокий тариф – 246,0 коп./кВт•ч в Камчатской области (ОАО «Камчатскэнерго»), самый низкий – 31,5 коп./кВт•ч в Таймырском АО (ОАО «Норильско-Таймырская энергетическая компания»).

Утвержденные тарифы на тепловую энергию от централизованных источников (ТЭЦ и районных котельных), отпускаемую потребителям, включая население, выросли в среднем за год с 295,8 руб./Гкал до 341,1 руб./Гкал или на 15,3%.

Тарифы на теплоэнергию

Максимальный тариф на тепловую энергию в Европейской части России был установлен в Северо-Западном Федеральном округе в Мурманской области (ОАО «Колэнерго») – 558,1 руб./Гкал, минимальный тариф был в Уральском Федеральном округе в Тюменской области (ОАО «Тюменская энергосбытовая компания»)

– 213,3 руб./Гкал. Отличие региональных тарифов на тепловую энергию по стране – в 6,7 раз: в Чукотском АО (ОАО «Чукотэнерго») 11436,8 руб./Гкал и в Тюменской области – 213,3 руб./Гкал.

Предельный максимальный уровень тарифа на тепловую энергию был превышен только в Сахалинской области (ОАО «Сахалинэнерго» – на 3% (+24,8 руб./Гкал)). Значительно больше регионов получили при регулировании тарифы ниже предельных минимальных уровней. Так, например, в Самарской области ОАО «Самараэнерго» – на 16% (- 53 руб./Гкал от предельного уровня 330 руб./Гкал), в Тюменской области ОАО «Тюменская энергосбытовая компания» – на 12% (-29,5 руб./Гкал от предельного уровня 242,8 руб./Гкал), в Иркутской области (ОАО «Иркутскэнерго»– на 11% (-29,9 руб./Гкал от предельного уровня 280,6 руб./Гкал). Также ниже предельного значения тариф был зафиксирован в Курской области, Республике Карелия и Республике Татарстан.

Фактически сложившийся уровень тарифов в России в целом и по отдельным территориям6


Прирост фактических тарифов на электроэнергию в среднем по энергоснабжающим (и энергосбытовым) организациям Холдинга составил 10,9% против 9,2% по плану. Тарифы на тепловую энергию от централизованных источников (ТЭЦ и районных котельных), отпускаемую потребителям, включая население, выросли в среднем за год на 16,0% при плановом значении 15,3%.

Сравнение фактических приростов тарифов на электрическую и тепловую энергию в 2002–2005 гг. для конечных потребителей в границах Федеральных округов показано в табл. 6.3.

За период с 2002 г. при среднем уровне удорожания за три года 44,9% наибольший прирост тарифов на электроэнергию в относительном выражении наблюдался в Центральном Федеральном округе – 57,5% (+ 43,9 коп./кВт•ч), наименьший – на Урале, 38% (+ 24,7 коп./кВт•ч). Абсолютные цифры минимальны в Сибири (+16,7 коп./кВт•ч).

За три года прирост тарифов на тепловую энергию был практически одинаковым по всей территории России (56–58%), кроме Северо-Западного Федерального округа, где он был несколько ниже (43%). По абсолютной величине тариф в наименьшей степени увеличился на Урале (+96 руб./Гкал) а в наибольшей – на Дальнем Востоке (+ 231,2 руб./Гкал).


Табл. 6.3. Тарифы на электрическую и тепловую энергию в 2002–2005 гг. (без НДС)7

 

 

 

 


Абсолютные значения фактических среднеотпускных тарифов на электрическую энергию по энергоснабжающим организациям в 2004 и 2005 гг. представлены на рис. 6.3., а среднеотпускные фактические тарифы на тепловую энергию в 2004 и 2005 гг. по регионам России – на рис. 6.4.

Наименования организаций, обслуживающих потребителей на территории субъектов РФ, для краткости сохранены такими же, какими они были в 2004 г. до разделения по видам бизнеса, хотя в 2005 г. функция обслуживания конечных потребителей на большей части России перешла от АО-энерго к образованным в результате их реорганизации энергосбытовым компаниям (см. разд. 1).

Дифференциация среднеотпускных тарифов на электрическую и тепловую энергию по территории России и их относительное увеличение обусловлено:

  • характером производства источников электрической энергии, в первую очередь наличием гидроэлектростанций в территориальном балансе;
  • структурой топливопотребления и стоимостью топлива на станциях и котельных;
  • плотностью потребления электрической энергии по территории и, следовательно, структурой электросетевого хозяйства – протяженностью сетей высокого, среднего или низкого напряжения;
  • наличием централизованного теплоснабжения или локальных источников тепла;
  • приростом или уменьшением объемов потребления электрической и тепловой энергии;
  • потребностью в инвестициях на удовлетворение растущего спроса в энергии.

Для анализа наиболее значимых факторов, повлиявших на изменение среднего уровня тарифов в электроэнергетике, в табл. 6.4 представлено изменение основных составляющих себестоимости производства энергии (с учетом изменения объемов производства электрической энергии и отпуска тепла с коллекторов ТЭС и котельных) в ЭСО Холдинга РАО ЕЭС России.

Для расчета показателей таблицы 6.4.8 использованы фактические значения себестоимости продукции энергоснабжающих организаций Холдинга ОАО РАО «ЕЭС России» (бывших АО-энерго), топливных затрат на принадлежащих им станциях и в котельных и расходов на покупную энергию. Величина прироста цен на топливо была определена как разность относительного прироста денежных расходов на топливо и относительного изменения расхода топлива (в условном исчислении) на ТЭС и котельных.

Как видно из таблицы, основные составляющие себестоимости – переменные (топливные) и условно-постоянные (прочие) затраты – росли в 2004 г. различными темпами по территории страны. Рост цен на топливо имел опережающий характер в Южном, Центральном и Приволжском федеральных округах. Более низкими темпами этот показатель рос в Дальневосточном федеральном округе.

Прирост условно-постоянных затрат в составе себестоимости был выше уровня инфляции. Самый меньший прирост был в Южном федеральном округе, а максимальный прирост – на Урале и Дальнем Востоке.


Табл. 6.4. Изменение основных стоимостных показателей (по ЭСО Холдинга РАО ЕЭС России) в 2004 году по сравнению с 2003 годом

 


 


Тарифы для отдельных групп потребителей и перекрестное субсидирование

Перекрестное субсидирование существует в России  с конца 90-х гг. и проявляется в установлении заниженных тарифов для одних групп потребителей за счет других. Как правило, тарифы на электрическую энергию занижаются коммунальным потребителям за счет промышленных потребителей.
Наличие перекрестного субсидирования не дает энергоснабжающей организации ни дополнительного дохода, ни дополнительных убытков. Средства для субсидирования, получаемые от промышленных предприятий как часть выручки от продажи электроэнергии, являются формой социальной поддержки, которую промышленные предприятия оказывают тем группам потребителей, для которых установлены заниженные (льготные) тарифы на электроэнергию. В то же время завышенные тарифы для промышленности, как правило, негативным образом влияют на развитие региональной экономики.
Объем перекрестного субсидирования в электроэнергетике отслеживается по крайней мере с 2001 г., и оценка его величины постоянно растет9. Ситуация повторилась и в 2005 г. – объем перекрестного субсидирования вырос относительно уровня прошлого года, хотя тарифы для населения были увеличены больше уровня среднеотпускных тарифов. В тарифах на электроэнергию для крупных промышленных потребителей в целом по стране его величина в 2005 г. достигла 73,8 млн.руб., что составило порядка 12,7% товарной продукции региональных энергоснабжающих (энергосбытовых) предприятий. Для сравнения: в 2004 г. размер перекрестного субсидирования между группами потребителей электроэнергии оценивался в 68 млрд. рублей .
Как показали расчеты, наибольшая доля перекрестного субсидирования (более 30% тарифной выручки) была отмечена в 2005 г. в Курской и Орловской областях. Максимальное значение – 52% – наблюдалось в Республике Калмыкия. Наименьшие уровни перекрестного субсидирования – до 5% суммарного объема товарной продукции по электроэнергии – зафиксированы в Москве, Иркутской, Самарской, Саратовской, Магаданской областях и Красноярском крае. 
С запуском сектора свободной торговли (см. разд. 5) и расширением допуска на оптовый рынок потребителей электроэнергии возникает объективная заинтересованность региональных органов исполнительной власти в сокращении перекрестного cубсидирования. Начиная с 2001 г., крупные потребители  получили право осуществлять покупки электроэнергии на оптовом рынке. При их уходе с розничного на оптовый рынок (полном или частичном) объем реализации энергоснабжающих компаний падает, а перекрестное субсидирование населения за счет оставшихся потребителей растет, создавая напряженную тарифную ситуацию. Новые правила оптового рынка, введенные с 2003 г., позволили осуществлять покупку в секторе свободной торговли и промышленным предприятиям, имеющим договоры энергоснабжения на розничном рынке. Теперь более широкий круг потребителей может сэкономить часть своих расходов,  покупая часть необходимого объема электроэнергии на оптовом рынке10 .

Планами органов регулирования на ближайшие два-три года было намечено постепенное повышение тарифов для населения в пределах социальной нормы (минимум – 15-20%, максимум – 25% в год в течение 2-3 лет) для установления тарифов для всех категорий потребителей, включая население, на экономически обоснованном уровне. Ускоренный рост тарифов для населения направлен на сокращение масштабов перекрестного субсидирования.
Тарифы на электроэнергию в 2002–2005 гг. для городского населения и крупных промышленных потребителей, имеющих мощность свыше 750 кВА, сложились на территории России так, как показано в табл. 6.5. В верхней части таблицы показаны фактические тарифы для крупных промышленных потребителей (имеющих более 750 кВА присоединенной мощности). В нижней части таблицы приведены тарифы для городского населения.
Прирост тарифов для промышленности относительно предыдущего года в 2005 г. составил в среднем по Холдингу 8%. Наиболее дорого обходилась электроэнергия промышленным потребителям на Дальнем Востоке – средний тариф 163 коп./кВт•ч, наиболее дешево – в Сибири 53 коп./кВт•ч. Максимальный прирост тарифа для промышленности в среднем по Федеральному округу – 18% – наблюдался в Южном Федеральном округе, а минимальный – 3% – в Северо-Западном Федеральном округе. В целом за четыре года наибольший прирост тарифа для промышленности сложился в Южном Федеральном округе (55%), а наименьший – в Северо-Западном Федеральном округе (на 26%).

Тарифы для крупных промышленных потребителей различаются по территории России в 11,4 раза: минимальный тариф – 25,32 коп./кВт•ч был зафиксирован в Иркутской области, а максимальный – на Камчатке (289 коп./ кВт•ч) и в Чукотском Автономном округе (218 коп./кВт•ч).

Для населения прирост фактических тарифов на электрическую энергию относительно предыдущего года в 2005 г. составил в среднем 22%, причем максимальное значение прироста в 34% было зафиксировано в Уральском Федеральном округе, а минимальное – 8% в Дальневосточном округе.

Табл. 6.5. Величина и структура тарифов на электроэнергию для конечных потребителей (по Холдингу ОАО «РАО ЕЭС России»)


Максимальное среднее по федеральным округам значение тарифа на электроэнергию для населения в Центре – 118,9 коп./кВт•ч, минимальное – на Урале – 77,89 коп./кВт•ч. Всего за четыре года наиболее резко тарифы для населения выросли в Центре (+ 72,7 коп./кВт•ч), меньше всего – на Дальнем Востоке (+ 37 коп./кВт•ч). Наибольшее удорожание в Центральной части России обусловлено как высокой долей населения среди потребителей электроэнергии, так и большой долей предприятий – участников оптового рынка.

Величина тарифов для населения по стране различается в 8,2 раза: минимальный тариф (29,5 коп./кВт•ч) был зафиксирован в Иркутской области, а максимальный (241,4 коп./кВт•ч) в Камчатской области.

Как видно из табл. 6.6, в течение периода 2002–2005 гг. происходит постепенное сокращение разрыва между тарифами для населения и промышленности.

Ситуация с перекрестным субсидированием неоднородна по регионам России. Так, например, ситуация в Сибири коренным образом отличается от средней по России

– тариф для населения там за весь рассматриваемый период на 20–40% превышает тариф для крупных промышленных потребителей, то есть близок к экономически обоснованному значению. В 2005 г. тариф для промышленных потребителей Сибири составлял 53,3 коп./кВт•ч, а для населения (с НДС) – 87,2 коп./кВт•ч. Сложившаяся пропорция объясняется низкими тарифами для промышленности в данном регионе за счет благоприятных тарифов покупки электроэнергии с оптового рынка.

Представление о том, в какой мере повышение тарифов на электроэнергию повлияло на бюджеты домашних хозяйств, можно получить по динамике доли оплаты электроэнергии в денежных доходах населения (см. рис. 6.5).

В среднем по стране доля оплаты электроэнергии в текущих денежных доходах населения, зафиксированных данными Росстата России, упала с 0,96 до 0,84%. Как показывает статистика, при этом реальные располагаемые доходы населения выросли в 2005 г. на 9,7%, а прирост ВВП в 2005 г. составил 6%.

По отдельным регионам доля расходов на электрическую энергию в общих доходах населения может незначительно колебаться. Так , например, в Ивановской области доля оплаты электроэнергии в текущих денежных доходах населения составляет 1,4%.


 


Табл. 6.6. Фактическое соотношение утвержденных тарифов в коммунальном секторе и промышленности

Влияние новых методических подходов при расчете тарифов на объемы перекрестного субсидирования

Рост объемов перекрестного субсидирования в 2004–2005 гг. отчасти был вызван изменением в 2004 г. Методических указаний по расчету регулируемых тарифов и цен на электрическую (тепловую) энергию на розничном (потребительском) рынке в части расчетов составляющей тарифа на передачу. Согласно методическим указаниям, тарифы конечных потребителей складываются из отдельных составляющих, одной из которых является плата за передачу электрической энергии, дифференцированной по уровням напряжения. До разделения региональных энергоснабжающих организаций Холдинга ОАО РАО «ЕЭС России» тарифы на услугу по передаче утверждались только для потребителей оптового рынка в качестве предельно максимальных уровней. Величина сетевой составляющей не выделялась в тарифе остальных конечных потребителей. С выделением электросетевого хозяйства в отдельный вид бизнеса эта составляющая приобрела самостоятельный вес, а недавние изменения указанного нормативного документа увеличили расчетное значение экономически обоснованных тарифов. В частности:

  • тарифы по передаче стали рассчитываться по четырем уровням напряжения, тогда как первоначально методика предполагала три уровня напряжения: высокое (выше 110 кВ), среднее и низкое (1-0,4 кВ). С 2005 г. в расчетах тарифов по передаче было выделено два уровня градации на среднем напряжении (35 и 6-10 кВ);
  • часть потребителей, присоединенных к вторичной обмотке понижающего трансформатора подстанции, получили такой же тариф, как и потребители высшего напряжения трансформатора11 . Единовременное применение данных тарифов в условиях ограничения тарифа для населения дает дополнительное увеличение нагрузки по перекрестному субсидированию;
  • выделение линий высокого напряжения 220 кВ из состава региональных сетевых компаний и АО-энерго и передача их под управление ОАО «ФСК ЕЭС» также усилили дифференциацию тарифов по уровням напряжения.

Расчеты показывают, что рассчитанные по методике тарифы на электроэнергию для населения превышают предельные максимальные уровни, установленные на 2005 г.

В 2005 г. в большинстве компаний тарифы для конечных потребителей на низком и высоком напряжении для разных регионов отличались в 3-6,5 раз. При этом тарифы на передачу, утвержденные РЭК, различаются в большей степени. В частности на территории отдельных предприятий дифференциация тарифов на услуги по передаче на низком и высоком напряжении составило (в разах):

  • в ОАО «Воронежэнерго» – 0,7;
  • в ОАО «Карелэнерго» – 1;
  • в ОАО «Калугаэнерго» – 16,5;
  • в ОАО «Ивэнерго» – 17,4;
  • в ОАО «Мордовэнерго» – 20,2;
  • в ОАО «Хакасэнерго» – 34,1.

По расчетам, выполненным в ОАО РАО «ЕЭС России» на основе информации, предоставленной энергоснабжающими организациями Холдинга, сектор домашних хозяйств потребляет электроэнергию в 2,2 раза более дорогую, чем крупные промышленные потребители.

Таким образом, если ранее полагали, что проблему перекрестного субсидирования можно решить за два-три года, то с учетом современных оценок экономически обоснованных тарифов полное устранение перекрестного субсидирования займет значительно более длительный период времени. Основные причины

– увеличение экономически обоснованных значений тарифов с уменьшением полезного отпуска при выходе потребителей на оптовый рынок и рост составляющей тарифа для покрытия затрат на услуги по передаче для коммунальных потребителей с изменением Методических указаний.

Перекрестное субсидирование потребителей Дальнего Востока

С запуском сектора свободной торговли на оптовом рынке актуальной стала проблема ликвидации межрегионального перекрестного субсидирования районов Дальнего Востока. До настоящего времени в регулируемом секторе потребители европейской части России субсидировали потребителей Дальнего Востока через выравнивание регулируемых тарифов покупки с оптового рынка для всех энергозон. Объем дотаций, предоставленных с помощью этого тарифного механизма в 2005 г., превышал 2 млрд. рублей.

Международные сравнения: Россия, страны Западной Европы и США

Для сопоставления стоимости электрической энергии для различных групп потребителей в России и других стран были использованы данные энергетической статистики Евростата (статистический орган Евросоюза). Евростат регулярно публикует результаты сравнения тарифов для промышленных и коммунальных потребителей электрической энергии в 25 странах. В настоящее время сравнение тарифов производится по пяти стандартным группам для населения и девяти

– для промышленности. Коммунальный потребитель классифицируется по площади жилища и максимальной потребляемой мощности, промышленность – по максимальной мощности и годовому электропотреблению. Считается, что у первой тарифной группы график потребления сильно неравномерный (1000 ч/год), а у последней, девятой, существенно более гладкий – 7000 ч/год. Средний по стране тариф (национальный уровень) определяется для нужд статистики расчетным путем. Величины тарифов даются в публикациях Евростата как с учетом налогов, так и без, чтобы сравнить налоговую политику государств в отношении потребителей электроэнергии.

На рис. 6.6 и 6.7 приведены средние тарифы для «стандартных» потребителей – населения с объемом потребления 3500 кВт•ч в год и промышленности с объемом потребления 2000 МВт•ч потребляемой энергии и 500 кВт мощности по состоянию на 1 января 2006 г. В структуре полного тарифа выделены доли НДС и прочих налогов для стран, по которым имеется соответствующая информация.

Для сопоставления тарифов разных стран Евростат учитывает паритет покупательной способности (ППС) каждой из национальных валют и выделяет три составляющих тарифа – базовую часть тарифа, НДС и прочие налоги.

На рисунках данные Евростата были дополнены данными по США и России, полученными из информационных массивов Министерства энергетики США и ОАО РАО «ЕЭС России» соответственно. Приводимые для России уровни тарифов соответствуют среднеотпускным тарифам по Холдингу ОАО РАО «ЕЭС России» для промышленных потребителей с присоединенной мощностью свыше 750 кВА и для городского населения в 2005 г. Из-за отсутствия официальных данных по ППС для России на графике даны два значения – по биржевому курсу и по оценочному курсу рубля к доллару по ППС. ППС рубля к доллару был экспертно принят на уровне 13, что означало увеличение тарифа в 2,2 раза.


 

 

Как видно из рис. 6.6, самый низкий и самый высокий тариф для населения в рассматриваемых странах различаются в 3,3 раза. Минимальный тариф (7,2 евроцентов/кВт•ч) для населения наблюдается в Литве, а максимальный (23,6 евроцент/кВт•ч) – в Дании. В Дании доля налогов в тарифе максимальна и составляет 58% или 13,7 евроцент/кВт•ч. Величина базового тарифа здесь относительно невелика и составляет 42% от величины конечного тарифа. Максимальный базовый тариф был зафиксирован в Италии – 15,8 евроцент/ кВт•ч или 73% от конечного тарифа.

Тарифы для промышленности по представленным на рис. 6.6 странам различаются в 2,8 раза (в США 4,8 и в Италии 13,3 евроцент/кВт•ч). Данные по тарифам с учетом налогов в тарифах для Соединенных штатов Америки не приводятся в источниках, они составляют от 2 до 6% в разных штатах.

Самые низкие налоги в тарифе на электроэнергию – в Великобритании и Португалии – 4,7% и 5% соответственно. В остальных странах доля налогов составляет от 13 до 58% от величины конечного тарифа.

В среднем цены на электроэнергию для домашних хозяйств (с учетом всех налогов) по 25 европейским странам выросли за 2005 г. на 4,6%, тогда как цены в промышленности (без учета НДС) за тот же период увеличились на 16,1%.


 

 

Согласно данным Евростата среди стран участников показатели прироста тарифов в 2005 г. относительно предыдущего года были различными. Так, для домашних хозяйств наибольшего увеличения достигли цены на Кипре (+31,4%), Мальте (+23,3%) и в Великобритании (+14,2%), тогда как в Латвии и Литве они оставались стабильными и упали в Бельгии (-2,6%) и в Австрии (-5,2%). Цены промышленных потребителей выросли более чем на четверть на Кипре (+38,4%), в Великобритании(+36,2%), Швеции (+30,5%) и Бельгии (+25,0%), оставались стабильными во Франции, Латвии и Литве, упали в Финляндии (-1,7%).

В целом Европе в 2005 г. в рост цен на электроэнергию для населения происходил более медленными темпами, чем для промышленности.

На рис. 6.8 показано соотношение тарифов в коммунальном и промышленном секторах (в разах) по состоянию на 1 января 2006 г.

Как видно из данного рисунка, соотношение средних утвержденных тарифов в России сопоставимо с тарифными соотношениями в других странах.

Тарифы на электроэнергию для населения и промышленности в России, рассчитанные по паритету покупательной способности, а также их соотношение, соответствуют сложившимся в мире величинам. При этом если тарифы для населения (рис. 6.6) еще находятся на шкале в области минимальных значений, то тариф для промышленности (рис. 6.7) уже соответствует средним значениям.


 

Предыдущая глава     Содержание       Следующая глава



 
 1Группы «население» и «населенные пункты» заполняются в отчетности с разбивкой на городское (-ие) и селькое (-ие), так как тарифы для этих подгрупп потребителей различаются. Для населения, проживающего в сельских населенных пунктах, а также в городских населенных пунктах и домах, оборудованных стационарными электроплитами и элетроотопительными установками, к тарифам применяется понижающий коэффициент 0,7.

 2Строка «Россия (отрасль), всего» означает по электрической энергии отпуск электроэнергии потребителям от дочерних ЭСО, станций Холдинга ОАО РАО «ЕЭС России», ОАО «Иркутскэнерго» и ОАО «Татэнерго» и отпуск с оптового рынка потребителям федерального уровня, для тепловой энергии эта величина включает в себя отпуск тепла ЭСО и станций ОАО РАО «ЕЭС России».

 3В 2004 г. предельный минимальный порог не устанавливался, на 2006 г. предельные тарифы были пересмотрены в 2005 г., а в 2006 г. предельные тарифы установлены только на следующий, 2007 г.

 4Тарифы на каждый следующий календарный год должны быть установлены до начала слушаний бюджетов субъектов Федерации

 5Превышение максимальных предельных уровней тарифов подлежит согласованию с федеральным органом исполнительной власти в области государственного регулирования тарифов. В частности, данная процедура может применяться при изменении инвестиционных программ, потере крупных потребителей, реализации проектов реформирования.

 6Отклонение фактических среднеотпускных тарифов от плановых значений происходит вследствие изменения структуры и объемов полезного отпуска разным группам потребителей.

 7В целом по России (отрасль) показатели включают в себя значения тарифов на электроэнергию, отпускаемую конечным потребителям ЭСО и станциями Холдинга ОАО РАО «ЕЭС России», ОАО «Иркутскэнерго» и ОАО «Татэнерго»).

 8Таблица сделана на основе численных данных 2004–2003 гг., чтобы избежать возможных ошибок, связанных с наличием внутренних оборотов при покупке энергии от выделившихся в течение 2005 г. генерирующих компаний. Некоторая погрешность оценки прироста условно-постоянных затрат состоит в том, что в имеющихся данных невозможно было исключить оплату водного налога, которая относится к переменным затратам.

9Расчет объема перекрестного субсидирования (ОС) принято производить для каждой тарифной группы i по следующей формуле:

, и – рассчитанные по методике («экономически обоснованные») и утвержденные тарифы на электроэнергию;  – объем полезного отпуска данной группы потребителей.


10Об экономической заинтересованности в покупках электроэнергии на оптовом рынке косвенно свидетельствует тот факт, что увеличение продаж электроэнергии на оптовом рынке в 2005 г. составило 64,95 млн. МВт•ч., тогда как в целом по стране потребление увеличилось на 16,7 млн. МВт•ч.

 11Это положение было введено в 2002 г., но первое время не все региональные комиссии учли его при расчете тарифов.

При использовании информационных материалов сайта (за исключением републикованных материалов), активная ссылка на www.e-apbe.ru обязательна.

© 2007—2009, ЗАО «Агентство по прогнозированию балансов в электроэнергетике»
Дизайн студии
Разработка