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).

• 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.

  


 

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».

 

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.

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).

 

 

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.

 

 

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»)

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.

 

 

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%.

 
 

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.