Управление процессом ценообразования в отрасли электроэнергетики

Ежегодно Федеральная служба по тарифам России устанавливает предельные уровни тарифов – минимум и максимум. Энергетики передают расчеты своих расходов в Региональную энергетическую комиссию (РЭК).

Специалисты комиссии оценивают их целесообразность и устанавливают тариф , то есть цену на электроэнергию. Производители электроэнергии (ГЭС, ГРЭС, ТЭЦ и т.д.) продают энергию, которую они вырабатывают, на так называемом оптовом рынке. Половина электроэнергии продается по фиксированным государством ценам, а половина – по рыночным. Они-то и влияют на рост цены электроэнергии, а в конечном итоге – и тарифа.

Если грубо распределить составные части тарифа, то можно получить следующую схему (рисунок 1):

Рисунок 1. Процентное соотношение составных частей тарифа на электроэнергию

• Figure 1. Percentage of components of the electricity tariff

Центральным звеном в системе рыночных отношений реальных участников – производителей и потребителей – является установление экономически обоснованных и социально обусловленных цен и тарифов на тепловую и электрическую энергию на электростанциях, на оптовом и розничных рынках.

Региональные службы тарифов совместно с налоговыми органами обязаны отслеживать достоверность включения в фактические издержки станций затрат на топливо, заработную плату, амортизацию, товаро-материальные ценности, уровень фактической рентабельности, но не устанавливать предельные значения цен (тарифов), величину прибыли и т.д. Существует возможность производить расчет расхода топлива на комбинированное производство энергии для любого многообразия сочетаний электрических и тепловых нагрузок без перекрестного субсидирования электрической энергии теплом. То есть электроэнергия и теплоэнергия для любого потребителя должна стоить столько, сколько она стоит по действительной, фактической цене производства с учетом экономически и социально обоснованных транспортных издержек сетевых предприятий в зависимости от совокупного спроса конечных потребителей, обеспечиваемого рабочей мощностью электростанций всех типов.

Принципы цивилизованной рыночной электро-теплоэнергетики и радикального повышения энергоэффективности национальной экономики настоятельно требуют переориентации существующей энергетической стратегии с приоритета множества посреднических структур виртуального ОРЭМа на безусловный приоритет реального конечного потребителя с максимальным потреблением тепловой и электрической энергии, произведенной по комбинированному способу.

Первоочередной задачей электросетевых компаний является обновление имеющегося в наличии практически изношенного электросетевого имущества, строительство новых мощностей, обозначенных в инвестиционной программе и автоматизации процессов передачи электроэнергии и управления процессов производства. Решение данных задач требует не только финансовых вложений, но и четко спланированной долгосрочной стратегии развития. Метод RAB можно назвать отчасти решением проблемы обновления электросетевого имущества, но не без недостатков. Любая зарубежная модель достаточно длительное время адаптируется в российских условиях и изначально сопровождается возникновением множества проблем. Тариф на сегодняшний день формируется по методу RAB (Regulatory Asset Base — регулируемая база капитала), который предполагает использование метода расчета тарифов инфраструктурных организаций, основанный на возврате сделанных вложений, позволяет запустить процесс инвестирования в распределительный сетевой комплекс без кратного роста тарифов для потребителей. Тем не менее, применение того или иного метода для расчета тарифа, как наблюдается, не может сдержать рост тарифа.

Важно, что для формирования ставки на содержание сетей, определяющей результаты деятельности электросетевой компании, ключевыми являются следующие четыре параметра:

• 1)    прогноз полезного отпуска электроэнергии (потребления электроэнергии);

• 2)    размер «старого» инвестированного капитала;

• 3)    программа производства новых инвестиций в реновацию и модернизацию основных средств компании;

• 4)     подконтрольные расходы, включаемые в необходимую валовую выручку.

Теплоснабжение - самый энергоемкий, но и самый энергорасточительный сегмент национальной экономики - сегодня находится в критическом состоянии на всех этапах, от потребления до производства тепла. Главными потребителями тепла в СЦТ общего пользования являются 73% населения и основная часть социальной сферы страны. Их доля в конечном потреблении тепла составляет 53%. В секторе децентрализованного теплоснабжения на население и социальную сферу приходится 78,6%. Население с учетом льгот и компенсаций уже оплачивает 82% услуг ЖКХ. При этом следует иметь в виду, что максимально допустимая доля платы граждан за все жилищно-коммунальные услуги в совокупном семейном доходе не может превышать 22%, а ее предел установлен на уровне 25%. Поэтому прямое повышение тарифов и цен на энергию для населения жестко ограничено. Невозможность эффективно управлять режимами в разветвленных СЦТ крупных городов в соответствии с реальным спросом отдельных потребителей, их разрегулированность и большая тепловая инерционность приводят к существенным деформациям в поставках и оплате тепла населением.

Очевидно, что плата населения за тепло никак не связана с объемом и качеством его теплообеспечения. В результате несоответствия объема и режима поставляемого тепла его необходимому количеству возникает целый ряд негативных последствий:

• -    население переплачивает за ненужное ему тепло и расходует дополнительные средства на электроэнергию для обогрева квартир;

• -    из местных и федерального бюджетов оплачиваются ненужное тепло и дополнительная электроэнергия, которую расходует население, имеющее льготы;

• -    завоз лишнего топлива в город перегружает транспортные коммуникации;

• -    ухудшается экология городов из-за дополнительных выбросов и отходов теплоснабжающих установок.

Анализ современного состояния СЦТ общего пользования позволяет считать, что одним из центральных вопросов является уменьшение потерь тепла, аварийности и износа тепловых сетей до нормативных значений. Результаты обследования показали, что аварийность составляет 0,9 случая на 1 км в год для трубопроводов максимальных диаметров и 3 случая - для трубопроводов диаметром 200 мм и менее [5]. По оценке Минэнерго России, ежегодно теряется 1/4 км3 воды из-за аварий на теплотрассах, более 80% которых нуждается в замене и капитальном ремонте [6].

Для нормализации теплоснабжения страны сегодня предлагаются два варианта, каждый из которых недостаточно проработан применительно к конкретным региональным условиям централизованного и децентрализованного теплоснабжения. Суть этих предложений в следующем.

Первый вариант предполагает в основном сохранение существующих СЦТ общего пользования за счет их частичного обновления и реконструкции. По имеющимся оценкам, для этого потребуется около 72 млрд долл. капиталовложений до 2020 г. Такие затраты, при ожидаемом росте цен на газ и уголь в 2–3 раза, поднимут цену тепла не менее чем в 3–4 раза, что экономически неприемлемо для социально значимых потребителей. Второй вариант предлагает массовый отказ от систем централизованного теплоснабжения и повсеместный переход к использованию индивидуальных источников тепла. Однако такой путь малореален по экономическим, техническим и организационно-хозяйственным причинам. Ни один из этих вариантов не является приемлемым. Необходимо их так рационально сочетать, чтобы наряду с зонами действия СЦТ могли эффективно работать очаги децентрализованного теплоснабжения. Представляется, что такое взаимодополнение повысит надежность и экономичность теплоснабжения и позволит вывести его из кризиса.

Прогноз развития теплоснабжения, который разрабатывался в соответствии с возможными вариантами экономического роста, предусмотренными в Энергетической стратегии России на период до 2030 года [4], базировался на следующих принципиальных направлениях действий:

• -    интенсивном сокращении потерь тепла в СЦТ;

• -    увеличении доли населения и социальной сферы в потреблении тепла от СЦТ общего пользования;

• -    значительном росте производства тепла в хозяйственных структурах, не связанных с СЦТ общего пользования;

• -    высоком темпе роста количества прогрессивных автономных источников в децентрализованном секторе теплоснабжения;

• -    интенсивном использовании потенциала энергосбережения при реорганизации систем теплоснабжения и теплопотребления;

• -    повышении надежности, экономичности и комфортности теплообеспечения населения.

В результате совокупного влияния этих факторов можно ожидать следующие положительные изменения в теплоснабжении страны в период 2000–2020 гг.:

• -    темпы увеличения потребления тепла будут выше темпов роста его производства;

• -    среднедушевое потребление тепла возрастет с 10,7 до 17,2–18,6 Гкал/чел.;

• -    удельный расход топлива снизится со 199 до 175–180 кг у.т./Гкал;

• -    энергоемкость ВВП уменьшится с 276,6 до 113–151 Гкал/млн руб.

Основной вывод, который может и должен быть сделан из анализа состояния и прогноза теплоснабжения страны, состоит в том, что необходимы целостная государственная концепция и программа, а также законодательные акты, которые должны определить и утвердить основные направления действий и нормативно-правовую базу развития теплоснабжения и теплофикации на федеральном и региональном уровнях.