Затраты на электроэнергию

Специалисты минэнерго подготовили справку, в которой использовали в том числе официальные данные статслужбы Европейского союза «Евростат». Сколько же сегодня платит российское домохозяйство за потребляемую энергию? 3,31 руб./кВт/ч. Много это или мало? Ответ дает документ минэнерго. Средняя цена для выборки из 28 европейских стран, по официальным данным, — 10,11 руб./кВт/ч, или 0,13 евро/кВт/ч. Итого мы платим в три раза меньше. В действительности разброс по странам указывает и на более высокие показатели. В Испании он составляет почти 15 руб./кВт/ч, что практически в пять раз больше, чем в России. Свыше 10 рублей за кВт/ч оплачивают домохозяйства в Великобритании, Германии, Италии и Норвегии. Можно кивать на высокие доходы населения этих стран. Да, но разница — в 3-5 раз против цен на электроэнергию в России.

При этом есть еще одна важная особенность, формирующая российский тариф. В отличие от других стран наш тариф включает макроэкономические составляющие, которые являются базовой основой стабильности российской экономики в целом. Это уникальная централизованная система энергоснабжения, гарантирующая надежность и доступность электроэнергии как ресурса. Наличие в России такой системы рассматривается многими странами и экспертами как существенное преимущество.

— Для каждой страны с учетом ресурсов, которыми она располагает, абсолютно разные решения в электроэнергетике могут оказываться эффективными, — размышляет руководитель направления анализа и прогнозирования развития отраслей реального сектора Института народнохозяйственного прогнозирования РАН Владимир Сальников. — И в нашем случае была выбрана система централизованного электроснабжения, такая система в условиях нашей страны вполне себя оправдывает. На мой взгляд, она заслуживает использования уже просто потому, что в принципе эффективна. Важно разного рода механизмами поддерживать эту эффективность. А это можно делать либо конкуренцией, либо достаточно серьезным государственным регулированием отрасли.

Эффективность централизованной системы не вызывает сомнений и у других экспертов отрасли.

— Электроэнергетика — капиталоемкая индустрия, — поясняет аналитик по электроэнергетике «ВТБ Капитал» Владимир Скляр. — Чтобы построить свою электроэнергетику с нуля, например, распределенную, нужно потратить огромное количество средств, и это будет окупаться очень долго. В российской электроэнергетике эта цифра измеряется 15 годами на примере ДПМ (договор о предоставлении мощности.- Ред.). Соответственно, чем меньше потребитель, тем выше для него будет стоимость электроэнергии — это догма, на которой работают во всем мире.

Цены на электроэнергию для населения в России самые низкие в мире. Сейчас они примерно в семь раз ниже, чем в Германии, или в 3,5 раза ниже, чем, допустим, в соседней Латвии, констатирует Владимир Скляр. «При этом, — говорит эксперт, — если мы посмотрим на абсолютные расходы российского домохозяйства на электроэнергию, то за электричество наши семьи платят примерно в 2,5 раза меньше, чем тратят за год в ресторанах».

Подключение к энергоснабжению в России — относительно простая процедура. Легко подключиться, относительно недорого платить. Это разительным образом отличается от проблем с проведением газа. Там нужны и деньги немалые, и сроки. Если газ можно провести не к каждому дому, то электроснабжение доступно по всей России.

А что же бизнес? Да, есть у нас энергоемкие производства. Много энергии потребляют предприятия химической и металлургической промышленности. Так, для электролиза алюминия требуется огромное количество электроэнергии. Но и здесь статистика явно в нашу пользу.

Цены на электроэнергию для населения в России самые низкие в мире. Сейчас они примерно в семь раз ниже, чем в Германии, или в 3,5 раза ниже, чем в соседней Латвии

Крупные энергоемкие потребители расходуют 2,29 руб./кВт/ч. Почти как население. Такие данные приведены на основе анализа восьми крупных энергопотребителей России со среднечасовым потреблением более 500 мВт/ч.

Совсем иная ситуация у конкурентов в Европе. Их положение не столь комфортно. Если брать в целом по ЕС, то крупный промышленный потребитель платит почти 5 руб./кВт/ч. В два раза дороже. В некоторых странах, как, например, в Великобритании, плата составляет почти 7 руб./кВт/ч. Не отстают и другие государства. В Италии и Испании предприятия оплачивают свыше 5 руб./кВт/ч. О российской цене в 2 рубля приходится только мечтать.

И даже это не предел. Крупный бизнес в России имеет все возможности для сокращения своих издержек за счет внедрения программ энергосбережения. Конечно, такой подход требует инвестиций со стороны производителей. Однако снижение тарифа за счет государственного регулирования может привести к иждивенческим настроениям в промышленности. Стоит пойти на поводу у таких настроений, и итог будет плачевен. Это приведет нас к резкому снижению стимулов к инновациям и реализации программ борьбы с издержками.

— В последние годы проблемы с тарифами на электроэнергию для промышленности нет, — отмечает Владимир Сальников. — Промышленники давно научились ее решать. У энергоемких производств либо есть уже свои мощности, либо они имеют долгосрочные договоры на поставку дешевой электроэнергии и т.д. Для развития промышленности электроэнергетика не является каким-то препятствием.

Потенциал энергосбережения в российской промышленности огромен. При умелой реализации он составит до 35-45%, или свыше 350 млрд кВт/ч. Это цифры, соответствующие энергопотреблению Франции с почти 70-миллионным населением.

При этом вся отечественная экономика в целом тратит на электроэнергию около 2% ВВП, констатирует Владимир Скляр. Как уточняет аналитик, в среднем затраты на электроэнергию свыше 5% ВВП считаются критичными, по оценке Мирового банка. Поэтому российский уровень в 2% вполне приемлем, и он ниже, чем в среднем в мире.

Есть и другие аспекты, о которых неоднократно говорил президент РФ. Промышленность, создающая продукцию с высокой добавленной стоимостью, получает большую прибыль, одновременно сокращая свои издержки на потребление энергетических ресурсов. Но для этого нам необходимо решить две ключевые задачи — повысить производительность труда и изменить положение России в международной системе распределения труда.

  • Чтобы сохранить этот материал в
    избранное, войдите или зарегистрируйтесь Материал добавлен в «Избранное» Вы сможете прочитать его позднее с любого устройства. Раздел «Избранное» доступен в вашем личном кабинете Материал добавлен в «Избранное» Удалить материал из «Избранного»? Удалить Материал удален из «Избранного»
  • Чтобы сохранить этот материал в
    избранное, войдите или зарегистрируйтесь Материал добавлен в «Избранное» Вы сможете прочитать его позднее с любого устройства. Раздел «Избранное» доступен в вашем личном кабинете Материал добавлен в «Избранное» Удалить материал из «Избранного»? Удалить Материал удален из «Избранного»

Андрей Гордеев / Ведомости

Затраты крупных потребителей на электроэнергию можно сократить на 285–365 млрд руб. к 2026 г. В результате ВВП вырастет на 0,9–1,2%, говорится в письме от 25 марта «Сообщества потребителей электроэнергии» на имя министра энергетики Александра Новака. «Ведомости» ознакомились с содержанием документа, его подлинность подтвердили в сообществе.

Предложение исходит из разумной оценки рынка, говорит замдиректора сообщества Валерий Дзюбенко: «Это сокращение, которое можно провести без какого-либо ущерба для надежности энергоснабжения и которое не затрагивает уже действующие проекты и заключенные договоры».

Затраты уменьшатся за счет компенсаций из бюджета (88–98 млрд руб.) и сокращения расходов энергокомпаний (197–276 млрд руб.), посчитали потребители. В частности, 72–92 млрд руб. в год можно сэкономить, отказавшись от завышения прогнозов спроса на мощность и коэффициентов ее резервирования. Сейчас избыток мощности в энергосистеме достигает 50–60 ГВт, говорится в письме. Экономию в 30–40 млрд руб. в год даст сглаживание платежей за мощность для новых гидро- и атомных энергоблоков, если срок поставки увеличить с 20 до 40–45 лет.

Потребители предлагают сократить программу поддержки возобновляемых источников энергии после 2024 г., прекратить отбор проектов модернизации ТЭС с 2020 г., а также ограничить финансирование мусороперерабатывающих заводов за счет энергорынка до уровня 0,65–0,74 млрд руб. в год, а оставшиеся 17–19 млрд переложить на бюджетную систему (70%) и тарифы на сбор и утилизацию отходов (30%). На бюджет можно переложить и часть нерыночных надбавок. Например, по финансированию инвестпроектов в Крыму и Калининградской области, строительству и модернизации генерирующих объектов на Дальнем Востоке, созданию российских газовых турбин большой мощности, считают потребители. Они также призывают отказаться от дифференциации сетевого тарифа. По их подсчетам, это позволит избежать роста конечного тарифа в 2,3 раза за три года и сокращения инвестиций на 40–45 млрд руб.

В энергоемких отраслях (добывающая, химическая промышленность, металлургия) затраты на электроэнергию составляют от 5 до 30% в себестоимости продукции, говорится в письме. Завышение цены на 1% снижает рост ВВП на 0,11–0,12% и увеличивает инфляцию на 0,2–0,45% в годовом выражении, отмечают потребители со ссылкой на исследования ЦЭМИ РАН, Института народнохозяйственного прогнозирования РАН и Центра макроэкономического анализа и краткосрочного прогнозирования НИУ ВШЭ.

В последние годы финансовая нагрузка на коммерческих и промышленных потребителей стремительно росла и потенциал ее снижения есть, говорит руководитель направления «Электроэнергетика» Центра энергетики Московской школы управления «Сколково» Алексей Хохлов. Важно, как именно это будет происходить. «Если государство решит взять на себя затраты по компенсации перекрестного субсидирования населения, это поможет бизнесу и не нанесет никакого ущерба надежности энергосистемы, а также не затронет генерирующие и сетевые компании, – сказал он. – Другим значимым шагом может быть сокращение различных программ сооружения новой генерации либо модернизации существующей. Поскольку эффект от сокращения финансовой нагрузки важно получить в ближайшее время, то основной негативный эффект в данном случае может быть не для энергосистемы в целом, а для конкретных энергокомпаний, которые уже запустили соответствующие проекты».

Письмо сообщества появилось в ответ на поручение вице-премьера Юрия Борисова от 4 марта. До 1 апреля Минэнерго, Минэкономразвития, Минпромторг, Минприроды, ФАС совместно с «Советом рынка» и РСПП должны оценить возможность снижения инвестиций и отказа от отдельных программ в электроэнергетике, сокращения нерыночных надбавок и объемов перекрестного субсидирования. Кроме того, Минэкономразвития, Минфину и ФАС поручено посчитать, можно ли компенсировать тарифы в некоторых регионах за счет бюджета.

Это поручение – важный сигнал для потребителей, поскольку в предыдущем составе правительства в приоритете были предложения энергетиков по увеличению нагрузки, отмечает Хохлов. Кроме того, из-за изменения экономической ситуации возможно снижение прогнозов потребления электроэнергии, что обострит вопрос избыточных генерирующих и сетевых мощностей. Все это повышает шансы потребителей быть услышанными, считает эксперт. О том, что актуальность поручений за месяц изменилась, говорит и директор Фонда развития энергетики Сергей Пикин. «Сейчас проблема не в низких или высоких тарифах, а в сокращении спроса на продукцию. Чтобы экономику поддержать, надо усиливать инвестиции. Но разумно. Тратить на ту инфраструктуру, которой нет, а если какой-то потребности именно сейчас нет, то сдвигать во времени», – говорит он.

Минэнерго ведет работу по поручению, проводилось несколько обсуждений, решено провести более детальный анализ, сказал представитель министерства. В Минэкономразвития сообщили, что работа ведется в рамках рабочей группы. В «Совете рынка» назвали поручение полезным и своевременным, заключение можно будет сделать по итогам работы группы.

Представители Минпромторга, РСПП, ФАС не ответили на запросы «Ведомостей».

В «Юридической практике» № 12 (326) от 23 марта 2004 года в статье Богдана Швеца «О некоторых спорных аспектах энерго­снабжения» уже затрагивались некоторые проблемные вопросы в сфере регулирования отношений основных и субпотребителей электрической энергии. Отрадно, что мысль, высказанная в то время, позже нашла свое подтверждение в законодательстве. Из системного анализа пункта 1.2 Общих положений Правил пользования электрической энергией был сделан вывод, что поставщик электрической энергии в определенных случаях также может быть субпотребителем. В дальнейшем в Правила были внесены изменения, и действующая их редакция гласит, что договор о совместном использовании технологических электрических сетей основного потребителя может заключаться последним как с субпотребителем, так и с поставщиком электрической энергии.

В данной статье мы попытаемся рассмотреть еще один, не менее интересный для юристов крупных промышленных предприятий, вопрос. Суть его вкратце следующая. Представим себе ситуацию. Предприятие (основной потребитель), не являясь лицензиатом, передает по своим сетям электроэнергию иным потребителям. Последние же договора с энергопоставляющей компанией не заключили. За предоставление им указанных услуг предприятие взимает определенную плату. Вопрос в том, существуют ли ограничения для предприятия в части размера данной платы?

Вопрос не праздный, ибо возник из практики. На таком предприятии была проведена проверка Государственной инспекцией по контролю за ценами (Госинспекция). В результате проверки было принято решение о применении к предприятию финансовых санкций в связи с завышением тарифа на передачу электроэнергии субпотребителям.

Позиция Госинспекции обосновывалась следующим. В силу пункта 6.32 Правил фактические обоснованные затраты на содержание технологических электрических сетей основного потребителя возмещаются ему согласно смете на данную деятельность. Смета затрат на содержание технологических электрических сетей основного потребителя составляется на основании бухгалтерских документов о фактических затратах на совершение данной деятельности. К затратам основного потребителя на содержание технологических электросетей относятся только затраты, непосредственно касающиеся данного вида деятельности. Постановлением Национальной комиссии по регулированию электроэнергетики (НКРЭ) № 1448 от 25 декабря 2002 года установлен нулевой уровень рентабельности на услуги по передаче электроэнергии.

Также в обоснование своей позиции Госинспекция указала на нарушение предприятием Порядка определения тарифов на передачу электроэнергии местными (локальными) электросетями и тарифов на поставку электроэнергии для лицензиатов по поставке электроэнергии по регулируемому тарифу, который утвержден постановлением НКРЭ № 309 от 2 апреля 2001 года.

Госинспекция также отметила, что деятельность по передаче электроэнергии подлежит государственному регулированию в силу Закона Украины «О естест­венных монополиях» и Закона Украины «Об электроэнергетике». На этом основании были отклонены доводы предприятия о том, что последнее имело право устанавливать на свои услуги свободные цены.

С точки зрения Госинспекции, поскольку предприятие получило плату, превышающую фактические затраты на содержание электросетей, то данным действием нарушена государственная дисциплина цен, что влечет за собой применение штрафных санкций.

В описанном случае нам нужно будет выяснить, законна ли позиция Госинспекции и имело ли право предприятие получать прибыль за оказание услуг по передаче электроэнергии. Итак, по порядку.

Действительно, статьей 5 Закона Ук­раины «О естественных монополиях» установлено, что им регулируется также деятельность в сфере передачи и распределения электрической энергии. Но для правильного решения вопроса нам необходимо четко выяснить, какому именно регулированию подлежит данная деятельность. Ведь это может быть техническое, производственное, потребительское, ценовое и т.п. регулирование.

Так вот, согласно статье 8 Закона Украины «О естественных монополиях», предметом регулирования деятельности субъектов естественных монополий в соответствии с этим Законом являются:

— цены (тарифы) на товары, производимые (реализуемые) такими субъектами;

— доступ потребителей к товарам, производимым (реализуемым) такими субъектами;

— иные условия в случаях, предусмот­ренных законодательством.

В нашем случае предприятие электроэнергии не производит и не реализует, поэтому такая деятельность к предмету регулирования Законом Украины «О естественных монополиях» не относится.

Теперь необходимо выяснить, какой именно регламентации подлежит деятельность в сфере электроэнергетики согласно Закону Украины «Об электроэнергетике».

Как указано в статье 11 данного Закона государственное регулирование деятельности в сфере электроэнергетики совершается путем лицензирования отдельных видов деятельности, формирования тарифной политики и установления порядка совершения контроля за деятельностью субъектов электроэнергетики.

Итак, в нашем случае рассматриваем формирование тарифной политики. Законом, регулирующим политику цено­образования, является Закон Украины «О ценах и ценообразовании». Данным Законом установлены полномочия органов государственной власти в сфере (отрасли) ценообразования. Как указано в статье 4 данного Закона, исключительно Кабинет Министров Украины определяет перечень продукции, товаров и услуг, государственные фиксированные и регулируемые цены и тарифы на которые утверждаются соответствующими органами государственного управления, кроме сферы телекоммуникаций. Согласно постановлению правительства № 1548 от 25 декабря 1996 года, услуги по передаче электроэнергии не включены в перечень товаров и услуг, на которые распространяется государственное регулирование. В соответствии же со статьей 7 Закона Украины «О ценах и ценообразовании» свободные цены и тарифы устанавливаются на все виды продукции, товаров и услуг, за исключением тех, по которым проводится государственное регулирование цен и тарифов.

То есть, с точки зрения указанных актов, получение предприятием прибыли за услуги по передаче электроэнергии не является противозаконным.

Теперь же нам необходимо выяснить, нарушается ли в данном случае Порядок определения тарифов на передачу электроэнергии местными (локальными) электросетями и тарифов на поставку электроэнергии для лицензиатов по поставке электроэнергии по регулируемому тарифу, который утвержден постановлением НКРЭ № 309 от 2 апреля 2001 года. Как указано в пункте 1.1 данного Порядка, сфера его применения распространяется только на лицензиатов по поставке электроэнергии по регулируемому тарифу. И то только на тех, кто выполнил указанные в подпунктах «а» и «б» пункта 1.1 Порядка условия.

Поскольку в нашем случае предприятие лицензиатом не является, то и Порядок на него не распространяется.

Для окончательного решения вопроса нужно выяснить, нарушается ли в подобных случаях пункт 6.32 Правил пользования электрической энергией и постановление НКРЭ «Об утверждении уровня рентабельности по передаче электричес­кой энергии сетями основного потребителя» № 1448 от 25 декабря 2002 года.

Как следует из пункта 6.32 Правил, он регулирует взаимоотношения основного потребителя с субпотребителем лишь при наличии договора, заключенного между последним и энергопоставляющей компанией. Такой вывод следует из системного анализа Правил.

Так, в пункте 1.2 Правил указано, что субпотребителем является потребитель, электроустановки которого присоединены к технологическим электрическим сетям основного потребителя. Потребителем же в свою очередь является лицо, использующее электрическую энергию для обеспечения собственных электро­установок на основании договора. То есть исходя из определения термина «потребитель», субпотребителем является исключительно лицо, заключившее договор с энергопоставляющей компанией.

В пункте 6.32 Правил речь идет как раз о возмещении обоснованных затрат основному потребителю субпотребителями. Поскольку, как указано выше, предприятия—получатели энергии не заключили договор с поставщиком, то и применять спорный пункт в данном случае мы не можем.

Что же касается нулевого уровня рентабельности на услуги по передаче электроэнергии, установленного постановлением НКРЭ № 1448 от 25 декабря 2002 года, то здесь необходимо отметить следующее. Как указано в данном постановлении, уровень рентабельности в 0,00 условных единиц установлен не просто для услуг по передаче электро­энергии, а для услуг по передаче электроэнергии сетями основного потребителя. Как мы уже выяснили, рассматриваемое нами предприятие под определение термина «основной потребитель» не подпадает. Соответственно нулевой уровень рентабельности для него неприменим.

Итак, мы пришли к определенному выводу. В случае отсутствия у субпотребителей договора с поставщиком электроэнергии основной потребитель волен устанавливать для них на свои услуги по передаче электроэнергии любую цену (с любой рентабельностью). Нормы о возмещении только фактических и подтвержденных документами затрат на содержание технологических электросетей на такое предприятие не распространяются. Так что в случае возникновения аналогичной ситуации — смело обжалуйте действия государственных органов в суде. В описанном случае на основании изложенной выше позиции суд первой и апелляционной инстанции принял решение в пользу предприятия.

ШВЕЦ Богдан — юрист, г. Киев

УДК 338.51

МЕТОД РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ЗАТРАТ И РАСЧЕТ ТАРИФОВ НА ПРОИЗВОДСТВО И ПЕРЕДАЧУ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ (НА ПРИМЕРЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ КОМПАНИИ РЕСПУБЛИКИ КОТ-Д’ИВУАР)

В.И. Колибаба, К.Э. Иобуэ

Ивановский государственный энергетический университет имени В.И. Ленина

В данной статье производится анализ методов распределения затрат между различными видами продукции (услуг), выпускаемых в рамках одной, вертикально-интегрированной компании. Предложен и обоснован метод распределения затрат на производство и передачу электрической энергии и метод формирования тарифов для ивуарий-ской энергетической компании.

Ключевые слова: тарифы, себестоимость, электрическая энергия, распределение затрат, стимулирующее регулирование тарифов, Республика Кот-д’Ивуар.

В настоящее время, одной из главных задач в электроэнергетике Республики Кот-д’Ивуар является повышение уровня ее надежности и конкурентоспособности. Для решения данной задачи необходимо определить обоснованные тарифы на производство, передачу и распределение электрической энергии.

С одной стороны, тарифы на электроэнергию должны отражать все виды затрат при производстве, передаче и распределении электрической энергии и обеспечивать определенный уровень рентабельности энергоснабжающих организаций. С другой стороны, тарифы должны стимулировать потребителей к снижению энергоемкости и оптимизации режима электроснабжения .

Контроль над ценами компании монополиста представляет собой сложную задачу, стоящую перед государством. Монополистическая компания CIE (ивуарий-ская электроэнергетическая компания) представляет собой классический пример вертикально интегрированной компании. Данная энергетическая компания осуществляет производство электроэнергии на шести ГЭС и одной ТЭС, а также оказывает услуги по транспортировке электроэнергии на территории всей страны. Разделение расходов по видам деятельности сделает

процесс формирования тарифов более прозрачным и может стимулировать компанию к снижению ее расходов.

На энергетических предприятиях расчет затрат, связанных с производством и передачей электрической энергии, производится по следующим составляющим:

— расходы на топливо;

— расходы на покупную электрическую энергию;

— расходы на оплату услуг сторонних организаций;

— расходы на сырье и материалы;

— расходы на ремонт основных средств;

— расходы на оплату труда и отчисления на социальные нужды;

— расходы на амортизацию основных средств и нематериальных активов;

— общехозяйственные расходы;

— прочие (цеховые) расходы.

Одним из важнейших методических

вопросов в электроэнергетике является оптимальное распределение затрат между производством и передачей электроэнергии для вертикально-интегрированных компаний.

В настоящее время, существует ряд методов распределения затрат по видам продукции. Среди них наиболее распространенными являются:

— физический метод;

— эксергетический метод;

— нормативный метод;

— экономические методы.

Физический метод предусматривает

разделение затрат на электрическую и тепловую энергию пропорционально израсходованному топливу. Учитывая различную загрузку отопительных систем по сезонам года, постоянные издержки по топливно-транспортному и котельному цеху будут перераспределяться, в зависимости от времени года. Основным недостатком этого метода является уравнивание тепла разной потребительской ценности — низкопотенциального, идущего на отопление, и высокопотенциального, используемого для производства электрической энергии. Использование данного метода может привести к искусственному снижению себестоимости электрической энергии и, соответственно, завышению себестоимости тепловой энергии .

Эксергетический метод базируется на энергетической ценности тепловой энергии разного потенциала. Данный метод определяет доли общих затрат пропорционально доле эксегрии, затраченной на производство каждого вида продукции. При применении данного метода учитываются количественные и качественные показатели различных видов продукта, так как значение эксергии связано с составом, давлением, температурой и агрегатным состоянием продукта.

Нормативный метод распределения расхода топлива на ТЭЦ между электрической и тепловой энергией основан на использовании принятых нормативных показателей удельных расходов топлива. Затраты топлива разделяются пропорционально расходу топлива при производстве одного и того же количества электрической и тепловой энергии.

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.

Экономические или рыночные методы распределения затрат заключаются в определении экономически обоснованных затрат на каждый вид продукции, т.е. теп-

ловую и электрическую энергию. При применении экономических подходов, себестоимость электрической и тепловой энергии, произведенных на ТЭЦ, определяется без разделения затрат на топливо, поскольку не существует одного бесспорного и безупречного способа разделить расход топлива на ТЭЦ между электрической и тепловой энергией . К экономическим подходам относятся следующие методы:

— метод отключений;

— метод пропорциональный себестоимости энергии;

— метод пропорциональный количеству произведенной энергии.

Метод отключений базируется на принципе предельной себестоимости. При использовании метода отключений условно принимается, что один вид энергии на станции является основным, а другой — побочным. Затраты на побочные продукты вычитают (отключают) из общих затрат по цене реализации или по себестоимости получения их в раздельном производстве. Остаток относят на основной продукт .

При использовании метода разделения пропорциональной себестоимости, необходимо иметь информацию о затратах, необходимых для раздельного производства тепловой и электрической энергии. При этом, экономия от комбинированного производства электрической и тепловой энергии на ТЭЦ, по сравнению с раздельным производством, распределяется между обоими видами энергии. Главным недостатком такого подхода является трудность определения экономии, ввиду крайней динамичности затрат на производство тепловой и электрической энергии на ТЭЦ. Другими словами, экономия в затратах на производство электрической и тепловой энергии значительно колеблется во времени, поэтому возникают трудности при определении коэффициентов распределения затрат этими способами. Основными факторами, определяющими изменение затрат являются: степень использования электри-

ческой мощности ТЭЦ и ее конденсационной части, время года, цена топлива, при-родно-географические факторы, расстояние до потребителей .

При использовании метода разделения пропорционально количеству произведенной энергии, объем производства тепловой и электрической энергии должен

быть выражен в единых единицах измерения, то есть в кВт-ч или Гкал, исходя из того, что 1Гкал = 1163 кВт-ч .

В таблице 1 отражены преимущества и недостатки вышеперечисленных методов разделения затрат между электрической и тепловой энергией.

Таблица 1

Сравнительный анализ методов распределения затрат при комбинированном производстве тепловой и электрической энергии

Метод распределения Основные преимущества метода Основные недостатки метода

Физический метод простота калькулирования и наглядность, установление прямой зависимости себестоимости электрической и тепловой энергии от производственно-технических показателей работы ТЭЦ завышение себестоимости тепловой энергии и искусственное снижение себестоимости электрической энергии

Эксергетический метод получение единого количественного подхода ко всем видам потоков энергии — увеличение удельного расхода топлива на отпуск электроэнергии — увеличение себестоимости электроэнергии

Нормативный метод разделение затрат в комплексном производстве происходит пропорционально соответствующим видам затрат невозможность определения суммарного расхода топлива, при комбинированной выработке, на стадии проектирования без использования «физического» метода

Метод отключений — простота использования — наглядность тариф одного вида продукции полностью зависит от тарифа другого вида

Метод разделения пропорционально себестоимости экономия от комбинированного производства электрической и тепловой энергии на ТЭЦ распределяется между обоими видами энергии трудность при определении коэффициентов распределения затрат

Несмотря на разнообразие методов разделения затрат, на наш взгляд, самым наглядным и перспективным является метод отключений. В данном методе издержки и себестоимость на основную и побочную продукции определяются по следующим формулам:

И1 = И к -X1 .(V, • ) , (1) ^ = , (2)

В электроэнергетике этот метод нашел отражение при построении треугольника Гинтера. Суть данного метода предполагает построение сетки распределения затрат между электрической и тепловой энергией. На одной стороне треугольника откладывается себестоимость 1 кВт-ч электроэнергии, а на другой — 1Гкал тепловой энергии (рис. 1). На основе этой сетки, для наглядности, строится график, при помощи которого, уже без проведения расчетов с большой точностью, можно в дальнейшем находить наиболее приемлемые уровни себестоимости . Условно принимаем, что отпуск тепловой энергии равен нулю (точка А). Затем принимаем, что отпуск электрической энергии равен нулю (точка В). Комбинируя крайние значения себестои-

мости тепловой и электрической энергии, выбираем такое ее значение, которое позволит энергопредприятию работать эффективнее, с учетом предельных уровней установленных тарифов .

Раздельный расчет себестоимости производства и передачи электрической энергии для Ивуарийской электроэнергетической компании (CIE) предлагается осуществлять методом отключений на ос-

нове треугольника Гинтера. Этот метод дает возможность оперативно управлять доходностью, то есть выбирать тот вариант сочетания затрат, при котором будет обеспечена конкурентоспособность обоих видов продукции (оказываемых услуг) энергокомпании. Общие затраты энергокомпа-

*

нии CIE в млн. франков КФА представлены в табл. 2.

А

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.

Руб./кВт-

S’r

S’T — себестоимость производства единицы тепловой энергии

S’Э — себестоимость единицы электроэнергии

В

Руб./Гкал

т

Рис. 1. Определение себестоимости электрической и тепловой энергии по методу треугольника Гинтера

Таблица 2

Общие затраты энергокомпании CIE

Виды затрат Сумма затрат, млн. франков

Затраты на топливо 8 031

Затраты на обслуживание и ремонт 12 009

Затраты на водопользование 43

Затраты на оплату труда и отчисления на социальные нужды 4 012

Амортизационные отчисления 658

Налоги 1 091

Общехозяйственные расходы 54 113

Прочие затраты 5 542

Итого 85 498

Африканский франк (1 доллар США = 500 франков КФА)

Для нашего примера, годовой объем производства электроэнергии равен 1901,3 ГВт-ч и объем переданной электроэнергии — 6533 ГВт-ч. Результат расчета дает различные комбинации распределения затрат

между деятельностями, при сохранении одних и тех же суммарных затрат в секторе электроэнергетики энергокомпании CIE (рис. 2).

Рис. 2. Треугольник распределения себестоимости электроэнергии

На одной стороне данного треугольника отражена себестоимость передачи 1кВт-ч электроэнергии, а на другой -себестоимость производства 1кВт-ч электроэнергии. Данный график показывает множество всех возможных способов деления затрат между производством и передачей электроэнергии, включая крайние возможности отнесения всех затрат только на производство или только на передачу электроэнергии для интегрированной компании CIE. Точки пересечения графика с осями представляют собой максимальное

Таблица 3

Расчет себестоимости производства и передачи электроэнергии методом «отключений»

для компании CIE

(предельное) значение себестоимости производства и передачи 1 кВт-ч электрической энергии. Это происходит, когда все затраты энергокомпании относятся либо на производство, либо на передачу электроэнергии. Для производства электроэнергии это предельное значение равно 45 фран-кам/кВт-ч, а для производства услуг по передаче — 13 франкам/кВт-ч. В таблице 3 представлены несколько вариантов себестоимости производства и передачи электрической энергии.

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.

Значение

Себестоимость производства электроэнергии (Фр./кВт^ч) 38 36,4 32,9 27,8 20,9 15,8 10,6 3,7

Себестоимость передачи электроэнергии (Фр./кВт^ч) 2 2,5 3,5 5 7 8,5 10 12

Анализ полученных результатов показывает, что, при изменении себестоимости одного из видов продукции (услуг), также необходимо изменить и себестоимость другого. Разделение себестоимости методом отключений позволяет более гибко определить тарифы на оказываемые услуги энергокомпании. Применение данного подхода, безусловно, обеспечит прозрачность процесса ценообразования на электроэнергию.

Различают два основных метода ценообразования: рыночный, основанный на

соотношении спроса и предложения, и государственный — на основе назначения цен государственными органами. На энергорынках ценообразование осуществляется в форме тарифного регулирования специальными государственными органами . В Республике Кот-д’Ивуар тарифы на электроэнергию определяются Министерством энергетики.

Тарифы на генерацию и передачу электроэнергии должны обеспечивать возможность покрытия всех расходов энергокомпании и получение определенной при-

были. Соответственно, тарифы на производство и передачу электроэнергии могут быть рассчитаны по формуле (3):

Т = S (1 + г), (3)

где Т — тариф на электроэнергию, франк/кВт-ч; S — себестоимость электроэнергии, франк/кВт-ч и г — норма прибыли, %. Однако, определение уровня рентабельности важно для любого регулирующего органа в процессе ценообразования.

Целью регулирования уровня тарифов на услуги естественных монополий является рост количества и качества услуг, при оптимальном распределении ресурсов, направленных на их производство.

На наш взгляд, для регулирования тарифов на электроэнергию будет целесообразным использование методов регулирования со стимулами к достижению определенных качественных и количественных результатов деятельности соответствующей компании. Так, при применении дан-

Тариф

Го

Использование таких методов сделает электроэнергию более доступной, с точки зрения цен для населения. Среди стимулирующих методов тарифообразования часто используют метод регулирования верхнего предела цен (price cap regulation). Тарифы определяются, в соответствии со следующей формулой:

ных подходов, производится определение финансовых стимулов к целевым показателям эффективности компании, связанным со снижением затрат (тарифов) и повышением качества оказываемых услуг . Стимулирующие методы регулирования позволяют производить индексацию цен (дохода) регулируемой компании, в соответствии с уровнем инфляции, за вычетом фактора эффективности, который отражает ожидаемую тенденцию изменения эффективности компании (рис. 3). Если фактическая эффективность компании окажется выше ожидаемой (прогнозируемой), то дополнительная прибыль останется в ее распоряжении. Стимулирующее регулирование основано на устранении прямой связи между затратами и прибылью компании, за счет установления формулы максимальной цены (дохода) на достаточно длительный период регулирования (3-5 лет).

Дополнит елкнын эффект

Р = Р-1 х, (4)

где Р, Рг-1 — тарифы базового и предыдущего года соответственно, ЯР1 — индекс роста потребительских цен, X — фактор эффективности компании, КР1-Х — коэффициент индексации, 2 — корректирующий фактор на непредвиденные события, неподконтрольные компании.

б 1-й год периода

период регулирвЕгши

первый год

бт ор о а го д

Рис. 3. Принцип стимулирующего регулирования

Таблица 4

Тарифы на производство и передачу энергии методом price cap для компании CIE

Год регулирования Тариф на производство (фр./кВт^ч) Тариф на передачу (фр./кВт^ч)

t0 25,1 8,4

t1 23,3 7,8

t2 21,7 7,3

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.

Анализ полученных результатов применения метода стимулирующего регулирования price cap regulation показывает, что тарифы снижаются на 7 % в течение периода регулирования. Применение price cap создает более сильные стимулы для регулируемой компании сокращать себестоимость своих услуг. Кроме того, тарифы на услуги устанавливаются на 3 и более лет, что повышает предсказуемость финансовых результатов компании для инвесторов.

Таким образом, применение метода отключений, на основе треугольника Гин-тера, при расчете себестоимости производства и транспортировки электрической энергии дает возможность выбирать тот вариант сочетания тарифов, при котором будет обеспечена конкурентоспособность обоих видов деятельности энергокомпании и позволит объективно формировать обоснованные ставки тарифов на электроэнергию, как в секторе генерации, так и в секторе передачи в Республике Кот-д’Ивуар. Кроме этого, использование стимулирующего метода регулирования price cap позволяет, в среднесрочной перспективе, снизить тарифы и повысить уровень пред-

сказуемости финансовых результатов энергокомпании, что способствует повышению конкурентоспособности электроэнергетики страны и сокращению рисков при принятии инвестиционных решений. ЛИТЕРАТУРА

2. Котляров С.А. Управление затратами: учебное пособие. — СПб.: Питер, 2002. — 159 с.

4. Рогалев Н.Д. Экономика энергетики: Учебное пособие. — Москва: МЭИ, 2005. — 288 с.

5. Костерин А.Ю. Экономика и управление энергетическими предприятиями: учебное пособие. — Иваново: ИГЭУ, 2008. — 173 с.

6. Новичков И. А. Применение метода «отключений» на основе треугольника Гинтера при расчете себестоимости производства электрической и тепловой энергии на Ивановской ТЭЦ-1// Вестник Ивановского государственного энергетического университета. — 2007. — Выпуск 1.

Рукопись поступила в редакцию 12.12.2014.

V. Kolibaba, K.H. Yoboue