Подходы и методы формирования тарифов на электроэнергию для промышленных потребителей

Потапенко Ал., Овчинникова Ф.

Электроэнергетика – отрасль экономики

РФ,

включающая в себя комплекс

экономических

отношений,

возникающих в процессе

производства, передачи ЭЭ,

оперативно-диспетчерского

управления в электроэнергетике,

сбыта и потребления ее.

На уровень тарифа на ЭЭ влияют: 1) источники энергии; 2) степень технического и технологического развития ТГК; 3) уровень развития самостоятельных генерирующих,

энергопередающих и иных систем.

Дифференциация тарифов по их категориям потребителей

Одноставочный тариф формируется как обычная цена за кВТ/ч ЭЭ.

Двухставочный тариф Также существуют тарифы, дифференцируемые по трем и по двум зонам суток

Сегодня конечный тариф для потребителя включает в себя такие составляющие:1) Покупку ЭЭ на ОР. Производители ЭЭ (ГРЭС, ТЭЦ) продают вырабатываемую электроэнергию на так называемом ОР ЭЭ.2) Услуги по передаче ЭЭ до потребителя. 3) Энергосбытовую надбавку.

Участие компаний электроэнергетики в производстве и реализации ЭЭ в РК

Оптовый рынок ЭЭ и мощности (ОРЭ)

ОРЭ – сфера обращения ЭЭ (мощности) в рамках ЕЭС России в границах единого экономического пространства РФ с участием крупных производителей и покупателей ЭЭ, получивших статус субъектов ОРЭ и действующих на основе его правил.

ОРЭ - система договорных отношений всех его участников (субъектов), связанных м/у собой единством технологического процесса производства, передачи, распределения и потребления ЭЭ в ЕЭС России.

В состав субъектов ОР входят:

-поставщики ЭЭ

- покупатели ЭЭ

- совет рынка

- коммерческий оператор

Основная задача ОРЭ - объединение крупных производителей и потребителей ЭЭ и формирование оптимального энергетического тарифа на основе объемов и затрат производства и реализации энергии.

Зоны ОРЭ:

-ценовые;

-неценовые (использование регулируемых договоров).

Первая ценовая зона (Европа+Урал)

ТГК-9 как субъект оптового рынка ЭЭ

ОАО «ТГК - 9» создано в ходе реформирования российской энергетической отрасли. Компания объединяет генерирующие мощности в Свердловской области, Пермском крае и Республике Коми.

Основными конкурентами на территории РК ОАО «ТГК-9» на рынке ЭЭ являются:

ОГК 3 (Печорская ГРЭС); Блок-станция ТЭЦ ОАО «МБП СЛПК».

До 2008г. в ОАО «ТГК-9» тарифы на ЭЭ формировались по методу экономически обоснованных затрат:

– расчет необходимой валовой выручки (НВВ);

– формирование сводного прогнозного баланса (приказ ФСТ от 10.06.2009г., №125-э/1).

Расчет необходимой валовой выручки (методом экономически обоснованных затрат)

Расходы,

уменьшающие налогооблагаему

базу налога на прибыль

Расходы, относимые на прибыль после

н/о

Корректировка расходов (+/-) п0 результатам деятельности за предыдущий период

Налог на прибыль

ТопливоПокупная энергияУслуги организаций, осуществляющих регулируемые виды деятельностиСырье и материалыРемонт основных средствОплата труда и отчисления на социальные нуждыАмортизация ОС и НАВыпадающие доходы от ТП заявителей до 15 кВтВнереализационные расходыПрочие расходы

Капитальные вложения (инвестиции) на расширенное воспроизводство;Выплата дивидендов и других расходов из прибыли;Взносы в уставные (складочные ) капиталы;Прочие обоснованные расходы,.

Недостатки методики

- ежегодная защита тарифов в органе регулирования;

– отсутствие стимулов для запуска процессов ресурсо- и энергосбережения.

Соблюдение параметров долгосрочного регулирования и расчета тарифов индексным методом:

Базовый уровень подконтрольных расходовИндекс эффективности подконтрольных

расходовКоэффициент эластичности подконтрольных

расходов по количеству активовМаксимально возможная корректировка НВВ с

учетом достижения установленного уровня надежности и качества услуг.

  Расчет НВВ на содержание генерирующего оборудования (при использовании индексного метода)

Подконтрольные расходы

Неподконтрольные расходы

Корректировка (НВВ)

1) Определяется база на 1-ый год ДПР методом экономически обоснованных расходов ;

2) На каждый следующий год индексируются с учетом изменения количества активов и индекса эффективности;

Определяются методом экономически обоснованных расходов

По результатам деятельности:- Корректировка связанная с компенсацией незапланированных

расходов (со знаком +) или полученного избытка (со знаком -);- корректировка по результатам исполнения инвестиционной

программы.

Корректировка (НВВ) С учетом достижения планируемого уровня

надежности и качества услуг

Расшифровка расходов (при использовании индексного метода)

Подконтрольные Неподконтрольные

• Сырье и материалы• Оплата труда и

отчисления на социальные нужды

• Ремонт основных фондов• Другие расходы, в т.ч. на

обслуживание заемных средств, расходы по КД и другие расходы из прибыли.

• Расходы на финансирование капитальных вложений из прибыли (не более 12 % НВВ)

• Налоги (на прибыль, имущество)

• Амортизация ОС• Компенсация выпадающих

доходов от ТП до 15 кВт• Расходы на оплату продукции

организаций, осуществляющих регулируемые виды деятельности

• Прочие расходы

Корректировка НВВ (при использовании индексного метода)

Корректировка с учетом показателей

надежности и качества

Корректировка по результатам

деятельности

Повышающие понижающие коэффициенты

Компенсация незапланированных расходов (+) или полученного избытка (-):

1) Корректировка подконтрольных расходов в связи с изменением планируемых параметров расчета тарифов;

2) Корректировка неподконтрольных расходов исходя из фактических значений;

3) Корректировка с учетом изменений ПО и цены на покупку потерь;

Корректировка по результатам выполнения инвестиционной программы.

Динамика тарифов ОАО «ТГК-9» на ЭЭ, поставляемую на ОР ЭЭ (руб/МВтч.)

0,00200,00400,00600,00800,00

1 000,001 200,001 400,001 600,001 800,00

Воркутинская ТЭЦ - 1

Воркутинская ТЭЦ -2

Интинская ТЭЦ

Сосногорская ТЭЦ

Динамика производства ЭЭ ОАО «ТГК-9» (млн. кВт-ч.)

0,002 000,004 000,006 000,008 000,00

10 000,0012 000,0014 000,0016 000,0018 000,00

2008 2009 2010

ОАО "ТГК-9"

Пермский филиал

Свердловский филиал

Коми филиал

Динамика выручки ОАО «ТГК-9» (млн. руб.)

05 000

10 00015 00020 00025 00030 00035 00040 00045 00050 000

2008 год 2009 год 2010 год

Выручка

Электроэнергия

Пермский край

Свердловская область

Республика Коми

Структура тарифов на ЭЭ в АОА «ТГК-9» Коми филиал в 2007г. и 2011 г.

95,00%

3,81%

0,89%

0,30% 0,00

%

96,91%

2,32%

0,57%

0,20%

0,00% Расходы, связанные спроизводством и реализацией ЭЭ,с/с

Расходы, не учитываемые в целяхНО, относимые на ЭЭ, прибыль

Налог на прибыль

Прибыль от реализации ЭЭ

Выпадающие доходы/экономиясредств

Структура затрат на производство и реализацию ЭЭ в ОАО «ТГК-9» Коми филиал в 2011г.

66,65%

7,37%

11,75%

3,09%

0,01% 2,75%

8,39% Материальные затраты

Работы и услуги производственного характера ЗП

Страховые взносы

НПФ энергетики

Амортизация ОФ и НМА

Прочие затраты

Основные составляющие тарифа на ЭЭ в ОАО «ТГК-9» (филиал Коми):

– расходы, связанные с производством и реализацией ЭЭ

– расходы, не учитываемые в целях НО

Динамика расходов на производство и реализацию ЭЭ и их составляющих в ОАО «ТГК-9» филиал Коми

0,00

200,00

400,00

600,00

800,00

1000,00

1200,00

2007 2008 2009 2010 2011

Расходы, связанные спроизводством и реализациейЭЭ, с/с

• топливо на производство ЭЭ

• Оплата услуг, оказываемыхорганизациями,осуществляющимирегулируемую деятельность(операторам ОР)

• Другие постоянные расходына производство ЭЭ

Динамика расходов, не учитываемых в целях НО, относимых на ЭЭ, прибыль их составляющих в ОАО «ТГК-9» филиал Коми

0,00

1,00

2,00

3,00

4,00

5,00

6,00

7,00

8,00

2007 2008 2009 2010 2011

Расходы, не учитываемые вцелях НО, относимые на ЭЭ,прибыль

• Кап. вложенияпроизводственного характера

• Прочие расходы

Динамика тарифов на ЭЭ на ОР ОАО «ОГК-3» на Печорской ГРЭС

Динамика тарифов на ЭЭ на ОР ОАО «ОГК-3» на Печорской ГРЭС и Коми филиала ОАО «ТГК-9»

0200400600800

10001200140016001800

Печорская ГРЭС

Воркутинская ТЭЦ - 1

Воркутинская ТЭЦ -2

Интинская ТЭЦ

Сосногорская ТЭЦ

Проблемы ОАО «ТГК-9» организационного и экономического характера, которые можно разделить на 4 блока:

1. Проблемы, связанные с реорганизацией АО-энерго.

2. Внутренние проблемы ТГК.

3. Проблемы, обусловленные существенными различиями м/у электростанциями в составе ТГК.

4. Проблемы, связанные с выходом ТГК на ОРЭ.

Проблемы, связанные с реорганизацией АО-энерго

Нехватка квалифицированного персонала для работы на ключевых позициях;

Неполная передача опыта и информации из АО-энерго;

Неэффективность организационных структур ТГК;Передача по разделительному балансу части

дебиторской задолженности (ДЗ) за ЭЭ;Низкая рентабельность генерации;Отсутствие необходимого имущества.

Внутренние проблемы ТГК

Снижение потребления ЭЭ промышленными предприятиями;

Неэффективные производственные мощности;

Отсутствие заинтересованности в уменьшении затрат;

Отсутствие целостной инвестиционной политики;

Рост цен на основные виды ресурсов и сырья.

Проблемы, обусловленные существенными различиями между электростанциями в составе ТГК

Неоднородность организационных структур;

Неоднородность технического состояния станций;

Отсутствие централизованных поставок топлива в ТГК.

Проблемы, связанные с выходом ТГК на ОРЭ

Тарифы на ЭЭ устанавливают разные регулирующие органы

Риск снижения платежеспособности энергосбытовых компаний

Проблемы генерирующих компаний: Системные, решение которых зависит от внешних

контрагентов в большей степени, чем от менеджмента ТГК;

Внутренние, решение которые находится в компетенции менеджмента ТГК.

В этой связи первоочередными являются следующие задачи:

– своевременное формирование более эффективных организационных структур ТГК и их филиалов, заполнение штатного расписания квалифицированным персоналом;

– построение системы взаимодействия м/у головной компанией ТГК и электростанциями;

– создание системы мотивации персонала (менеджмента высшего и среднего звена);

- построение эффективной системы тарифообразования.

Спасибо за внимание!