Разберем на примере тарифов ОАО «Новосибирскэнергосбыт” г. Новосибирска:

1	Одноставочный стандартный тариф
	тариф	руб./кВтч	2,34
2	Одноставочный тариф, дифференцированный по двум зонам суток
	Дневная зона (пиковая и полупиковая)	руб./кВтч	2,58
	Ночная зона	руб./кВтч	1,85
3	Одноставочный тариф, дифференцированный по трем зонам суток
	Пиковая зона	руб./кВтч	2,88
	Полупиковая зона	руб./кВтч	2,34
	Ночная зона	руб./кВтч	1,85

Немного истории.

Идея многоставочных тарифов была придумана во времена СССР в момент технического подъема. В стране функционировали мощные заводы и рабочие смены начинались и заканчивались в одно и тоже время. Теперь представим ситуацию, что в регионе с мощным сталелитейным производством началась рабочая смена и все заводы начали одновременно потреблять энергию, создавая нагрузку на систему. Причем основная нагрузка системы приходится с 8:00 до 16:00. В данное время повышается вероятность аварий в системе, так как мощность находится почти на максимуме.
Для выравнивания графиков и была придумана система дифференциального учета. Руководство страны пыталось оптимизировать рабочий процесс и предлагало предприятиям изменять рабочие смены снижая нагрузку с 8 до 16 часов.

Эра домохозяйств.

После распада СССР основным потребителем электроэнергии во многих регионах стали домохозяйства. Жизнь большинства людей начинается с подъема в 7-8 утра и, как правило, приготовления завтрака. В масштабах региона оказывается, что много людей в один момент включают чайник и/или плиту. В данном случае мы получаем первый максимум по потреблению с 7:00-8:00. После 17:00 большинство людей приходят домой и начинают включать электроприборы, создавая второй максимум с 17:00 до 21:00. Большинство регионов нашей страны основывается на данный график нагрузки, ввиду снижения производственных мощностей.

Нелинейность графиков нагрузки

Для выравнивания графика нагрузки и как следствие повышения надежности были разработаны дифференцированные тарифы. Представьте, как было бы удобно, если бы получилась прямая линия на данных графиках, а не кривая с явными максимумами и минимумами.

Теперь снова вернемся к тарифам

Дифференцированный тариф по двум зонам

Как видим из таблицы дифференцированный тариф по двум зонам предлагает абонентам снижение стоимости электроэнергии в ночное время и повышение стоимости в дневное с 7:00 до 23:00.

Дифференцированный тариф по трем зонам

Теперь перенесемся в повседневные реалии и попытаемся проанализировать многотарифность.

В таблицах видно, что резонность перехода на многотарифность достигается только смещением потребления электроэнергии в ночное время. Если у Вас ночной клуб, то выбор очевиден. Если вы простой абонент, то сможете ли Вы стирать вещи ночью, готовить еду в пароварке или на плите ночью, нагревать бойлер в ночное время и использовать только освещение в максимумы? Думаю, что добиться данных мероприятий очень сложно. Нужно понимать, что у человека есть определенные биоритмы, в которые он совершает максимум полезных действий.
Только автоматизация бытовых приборов, с возможностью работы в ночное время, сможет обеспечить существенную экономию!

Конечно идея о выравнивании графика нагрузки является очень мощным решением для поддержания надежности энергосистемы и энергоэффективности, но на стороне энергосбытовых компаний, мы бы предложили снизить стоимость электроэнергии в полупиковые часы. Некоторые регионы достаточно хорошо поддерживают многотарифный учет, например, г. Екатеринбург все праздничные дни оплачивает по ночному тарифу, благодаря чему в регионе пользуются популярностью многотарифные приборы учета, и люди действительно экономят!

Данная мера будет активно продвигаться нашим правительством, и в обозримом будущем многие предприятия, в одностороннем порядке, обяжут переходить на дифференцированные тарифы.

На сегодняшний день уже есть плюсы от использования многотарифности. Если у вас есть электромобиль, то заряжать его будет экономичнее ночью. По этому же принципу будут работать 17 электро-заправочных станций в России. Ночью зарядка электрокара будет дешевле, чем днем.

В статье изложены подходы к совершенствованию систем дифференциации тарифов на электроэнергию: уменьшение их региональной дифференциации; отказ от перекрестного субсидирования по категориям потребителей и по надежности; введение дифференциации тарифов по уровням надежности электроснабжения.

Дифференциация тарифов на электроэнергию

Е. В. ЛЮБИМОВА,

кандидат экономических наук,

УРАН Институт экономики и организации промышленного

производства СО РАН,

Новосибирск

E-mail: kat@ieie.nsc.ru

Дифференциация тарифов — это средство учета объективных различий в условиях производства, передачи и потребления электроэнергии. Механизм дифференциации возник одновременно с появлением тарификации как таковой. В 1921г. были введены двуставочные тарифы, которые в отличие от одноставочных стимулируют сглаживание графика потребления электроэнергии. Их объективной основой выступают дополнительные затраты на удовлетворение сильно меняющегося в течение суток спроса. Эту же функцию выполняют введенные с конца 70-х годов одноставочные тарифы для мелких потребителей, дифференцированные по времени суток.

Важным этапом развития механизма дифференциации тарифов явилось выделение групп потребителей (1967 г.), каждой из которых, в зависимости от класса напряжения питающих сетей, режима электропотребления, величины потребляемой мощности, назначается индивидуальный тариф.

С началом перестройки российской экономики механизм дифференциации тарифов оказался обременен чуждой ему «социальной составляющей»: обоснованием ряда тарифов стали служить не объективные различия в затратах, а социальные льготы некоторым группам потребителей. Государство в лице © ЭКО 2009 г.

региональных энергетических комиссий (созданы в 1992 г.) такие льготы предоставляло, но не оплачивало, — финансовые затраты несли другие категории потребителей, в основном -промышленные предприятия (что оказалось одним из факторов сокращения промышленного производства). Такое перекрестное субсидирование существует до сих пор.

После начала перестройки возникла другая модификация перекрестного субсидирования — по надежности: различным потребителям обеспечивается разная степень надежности электроснабжения с соответственно различными затратами, но в тарифе разница затрат не отражается.

Региональная дифференциация тарифов

Вместе с созданием региональных энергетических комиссий окончательно оформились двухуровневая система рынков электроэнергии и территориальная дифференциация тарифов на энергию — электрическую и тепловую, в рамках которой тарифы для потребителей каждого субъекта Федерации определяются региональными затратами. Единичные отклонения от этого правила называются межтерриториальным перекрестным субсидированием и, как правило, сопровождаются межбюджетными трансфертами на их ликвидацию.

К настоящему времени сложились следующие соотношения тарифов на розничных рынках электроэнергии. По федеральным округам величина среднего установленного тарифа централизованного электроснабжения различается более чем в два раза, но разрыв между самым дорогим (Дальний Восток) и дешевым (Сибирь) тарифами на электроэнергию сокращается. В европейской части России тариф превышает средний по стране (табл. 1).

В основу тарифов на 2009 г. был положен прогноз социально-экономического развития Российской Федерации на текущий год с индексами, установленными Минэкономразвития России, по потребительским ценам — 108,3%, ценам на газ -119,6%, уголь — 111,8%, мазут — 102,1%, жидкое дизельное топливо — 117,1%. По сравнению с 2008 г. инвестиционная составляющая региональных компаний в тарифах возросла

ОТРАСЛЬ

3 ЭКО №8, 2009

за счет капитальных вложений на 155,4%, за счет амортизационных отчислений — на 137,6%. В результате тариф на электроэнергию 2009 г. увеличился в среднем по РФ на 19%, для населения — на 25%.

Таблица 1

Тарифы* на электроэнергию по федеральным округам России в 2007-2009 гг., коп./кВт-ч

Регион 2007 2008а 2009б

средний, без учета НДС для населения с НДС средний, без учета НДС для населения с НДС средний, без учета НДС для населения с НДС

Россия 119 148 133 167 158 213

Федеральные округа:

Центральный 145 178 178 202 224 258

СевероЗападный 135 156 165 174 207 222

Южный 139 150 169 173 209 220

Приволжский 124 133 153 152 193 194

Уральский 109 128 135 139 170 176

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

Сибирский 73 98 88 120 112 152

Дальневосточный» 177 160 199 180 237 228

* Средневзвешенная стоимость приобретения единицы электрической энергии (мощности) на оптовом и розничном рынках, принятая при установлении тарифов:

а) с учетом либерализации;

б) прогноз ФСТ России, октябрь 2008 г.;

в) зона централизованных поставок.

Источник: доклад Е.В. Помчаловой на Всероссийском семинаре-совещании «Предварительные итоги тарифного регулирования в 2008 году и задачи органов государственного регулирования на 2009-2010 годы» (www.fstrf.ru/about/meeting/98).

На уровне субъектов Федерации степень дифференциации тарифов на электроэнергию усиливается, и наибольшие различия проявляются на территории Сибирского федерального округа (СФО).

Реальное соотношение тарифов наиболее адекватно отражается показателями среднегодовых, а не установленных тарифов, хотя в последние годы тарифы и назначаются один раз на весь год. Показатель среднегодовой цены рассчитывается по фактическим объемам и структуре потребления электроэнергии и учитывает внеплановые закупки и другие трансакции сфер, не подвергающихся плановому регулированию.

Среднеотпускной тариф в Сибирском федеральном округе более чем на треть ниже среднероссийского, что достигается за счет низких региональных тарифов в трех субъектах Федерации, на территории которых расположены гигантские ГЭС, обеспечивающие дешевую электроэнергию: в Иркутской области — на 65-70% ниже среднероссийского уровня, в Красноярском крае — на 50%, в Республике Хакасия — на 70-75%. Это означает, что рентные эффекты от сибирских ГЭС реализуются в регионах их расположения и лишь частично проявляются на оптовом рынке. Внутри Сибирского федерального округа в средних региональных тарифах наблюдается пятикратная дифференциация (табл. 2).

Соотношение тарифов для различных групп потребителей приближается к экономически обоснованному. В Сибирском федеральном округе, как и по стране в целом, тарифы для населения выше, чем для крупных промышленных потребителей. Но если в среднем по России превышение составляет 5%, то в СФО — 25%, что объясняется высокой долей крупных промышленных производств в округе, покупающих электроэнергию по индивидуальному низкому тарифу.

Региональные тарифы для отдельных групп потребителей различаются в округе еще сильнее. Например, в Республике Алтай тарифы на электроэнергию для городского населения, проживающего в домах, оборудованных в установленном порядке стационарными электроплитами и электроотопительными установками, в 5,6 раза выше, чем в Иркутской области (табл. 3).

Сложившаяся региональная дифференциация тарифов, отражая региональную эффективность производства энергии при существующей организационной и территориальной структуре отрасли, демонстрирует несовершенство территориальной

ОТРАСЛЬ

3*

Среднегодовые тарифы на электроэнергию в 2003-2006 гг., коп / кВт-ч

Отклонение

Регион 2003 2004 2005 2006 от среднего по РФ, 2006, %

Российская Федерация 70 78 86 96 0

В том числе промышленные потребители, свыше 750 кВАа 87 97 1

В том числе население городское6 95 116 20

Сибирский ФО 43 48 53 59 — 39

В том числе промышленные потребители, свыше 750 кВАа 54 60 — 37

В том числе население городскоеб 70 86 — 10

Республика Алтай 104 130 135 40

Республика Бурятия 94 102 111 15

Республика Тыва 69 82 89 -7

Республика Хакасия 22 25 27 — 72

Алтайский край 94 100 103 7

Красноярский край 41 44 48 — 50

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

Норильский узел 24 27 51 — 47

Иркутская область 28 28 31 — 68

Кемеровская область 57 66 72 — 25

Новосибирская область 87 96 102 6

Омская область 86 101 109 13

Томская область 85 90 96 0

Читинская область 94 104 113 17

а) без НДС; б) с НДС; в) централизованная зона. Источник: Энергетика России в 2006 г. М.: АПБЭ, 2007.

Тарифы на электроэнергию для городского населения, проживающего в домах, оборудованных в установленном порядке стационарными электроплитами

и электроотопительными установками, в 2007—2008 гг. по регионам Сибирского федерального округа, коп. / кВт-ч

Обслуживающая генерирующая компания Субъект Федерации 2007 2008

ТГК-11 Омская область Томская область 105 89 116 100

«Новосибирскэнерго» Новосибирская область 112 123

Алтайский край 118 134

ТГК-12 Республика Алтай 156 179

Кемеровская область 95 99

Красноярский край* 62 (112) 70 (126)

ТГК-13 Республика Тыва 125 142

Республика Хакасия 51 58

«Иркутскэнерго» Иркутская область 28 32

ТГК-14 Республика Бурятия Забайкальский край 135 122 135 137

* Потребление в пределах социальной нормы, в скобках — потребление сверх социальной нормы.

Источник: сайты энергосбытовых компаний

организации отраслевых рынков. В СССР в силу особенностей командно-административной системы цены на электроэнергию были почти одинаковы по всей стране. Исключения составляли тандемы типа «крупная ГЭС плюс алюминиевый завод», которые строились как единые территориально-производственные комплексы. С введением в электроэнергетике региональных затрат в качестве базы ценообразования наблюдается другая крайность. Большой разброс региональных тарифов усиливает экономическую дифференциацию субъектов Федерации, что плохо совместимо с принципами федеративного устройства государства и уж совсем некстати во время кризиса. Значительная дифференциация региональных тарифов создает неравные условия для предприятий и, тем более, для развития новых производств в разных субъектах Федерации.

Не случайно, большая доля инвестиционных проектов СФО локализуется в регионах с дешевыми источниками электроэнергии (ГЭС).

Выход страны из кризиса в значительной степени зависит от того, будет ли развиваться производство, причем развиваться во всех регионах страны, а региональная дифференциация тарифов на энергию в настоящее время этому как минимум не способствует.

Показательна существенная дифференциация тарифов даже в зоне обслуживания одной территориальной генерирующей компании (ТГК). В 2008 г. тарифы для населения на территории ТГК-11 отличались на 16%, ТГК-12 — на 55%, ТГК-13 -на 142% (см. табл. 3).

Как победить неравенство

На наш взгляд, следует продолжать реформы рынков электроэнергии, принимая меры по сглаживанию сильной разницы в тарифах на электроэнергию между потребителями различных регионов. Наиболее эффективной мерой представляется укрупнение зонирования розничных рынков электроэнергии. Первым этапом может стать создание единого ценового пространства на территориях, обслуживаемых одной ТГК. В условиях, когда бизнесы генерации, передачи и сбыта электроэнергии разделены, ожидать абсолютного равенства тарифов для всех внутрирегиональных потребителей одной категории, конечно, нереально, но разница все же должна нивелироваться.

Особую роль приобретает наличие на территории каждого генерирующего холдинга единой региональной энергетической комиссии, которая может действовать только на паритетных для обслуживаемых субъектов Федерации началах. Помимо привычной деятельности по контролю над тарифами ей целесообразно делегировать полномочия по корректировке правил ценообразования (в пределах, установленных федеральным уровнем) с учетом особенностей региональной промышленной политики.

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

Один пример. Надежность электроснабжения в СФО снижается из-за неравномерности территориального потребления, когда основная нагрузка сосредоточена в немногочисленных отдаленных друг от друга узлах. Решение об установлении тарифа на передачу энергии в прямой зависимости от ее дальности способствует размещению предприятий вблизи от источников генерирования (получения по межсистемному обмену) энергии, нарастанию процессов концентрации производства со всеми вытекающими отсюда экономическими и экологическими последствиями. Равномерное распределение затрат между потребителями одной категории стимулирует и более равномерное в территориальном плане размещение новых предприятий, ставит в равные условия уже существующих потребителей.

Ослаблению значительной региональной дифференциации тарифов на электроэнергию может способствовать создание механизмов межрегионального распределения рентных эффектов функционирования различных типов генерирующих мощностей, в первую очередь, дифференциальной ренты ГЭС. Теоретические рычаги управления использованием рентных эффектов в электроэнергетике известны, но в настоящее время их не применяют. В результате значительная часть ренты от эксплуатации, например, гигантских восточносибирских ГЭС, построенных в советское время на государственные (читай -народные) средства, «оседает» в алюминиевой промышленности данного региона, которая представлена не государственными, а частными предприятиями. Для народного хозяйства это — не самый эффективный способ использования ренты от энергии ГЭС, особенно во время экономического кризиса.

Дифференциация тарифов по степени надежности электроснабжения

Требования потребителей к надежности электроснабжения далеко не одинаковы. Чтобы стимулировать поддержание необходимой степени надежности электроснабжения, следует ввести дифференциацию оплаты в зависимости от степени его надежности, ликвидировав перекрестное субсидирование.

В большинстве зарубежных стран за надежность взимается плата, которая, как правило, учитывается через различные тарифы для потребителей, допускающих разные по частоте и длительности плановые и внезапные перерывы электроснабжения, либо через тарифы негарантированного обслуживания. Потребители могут выбирать режим возможных отключений и снижений нагрузки (табл. 4). В тарифах зачастую отражается страхование договоров между производителями и потребителями.

Таблица 4

Типичные параметры надежности электроснабжения, предлагаемые зарубежными энергокомпаниями потребителям

Частота отключений электроэнергии 1-4 раз в месяц

Частота снижения нагрузки а) ежедневно, но не более чем 320 часов в год; б) 40 раз в год, но одно нарушение режима — не более 8 часов

Объем отключаемой нагрузки, % 1; 20; 50; 100

Продолжительность отключения, ч 0,5; 1,0; 4,0; 8,0

Заблаговременность предупреждения об ограничениях, ч 0; 1; 4; 8; 24

Источник: Папкое Б. В., Куликов А. Л. Вопросы рыночной электроэнергетики. Н.Новгород: Изд-во Волго-Вятской АГС, 2005.

Например, энергокомпании США на рубеже XX-XXI вв. при уменьшении надежности электроснабжения снижали тарифные ставки следующим образом1.

Компания «Дельмавра Пауэр энд Лайт» предлагала потребителю отключать 250 кВт и более при частоте отключений 20 раз в год длительностью 6 часов каждое и предусматривала скидку с тарифа 1,5 дол./кВт, а длительностью 12 часов — 3,2 дол./кВт.

«Коннектикут Лайт энд Пауэр» предусматривала в контрактах возможность отключения 250 кВт и более общей длительностью 55 часов в месяц, или 8 часов в день, со скидкой 2,3 дол./кВт.

«Джерси Сентрал Пауэр энд Лайт» предоставляла промышленным потребителям скидку в 1 дол./кВт при отключении 500 кВт. В случае отключения мощности в период максимума потребителю выплачивается по 20 дол. за каждый отключенный киловатт.

1 Семенов В. А. Рыночные отношения в мировой энергетике.СПб.: Изд-во Сев.-Зап. Филиала АЛ ГВЦ Энергетики», РАО «ЕЭС России», 2000.

В нашей стране движение в направлении учета в тарифе надежности только начинается. Поскольку многие детали механизма учета надежности электроснабжения в цене зависят от конкретных условий, сформулируем общие положения предлагаемой концепции дифференциации тарифов на электроэнергию по уровням надежности электроснабжения.

Базовые постулаты

Для потребителей электроэнергии помимо объема подаваемой (недодаваемой) мощности и энергии важны частота и длительность плановых и внеплановых отключений. У ряда потребителей величина ущерба зависит от того, в какое время произошел перерыв в электроснабжении. Возможны и другие измерители надежности. В общем случае показатели должны быть легко измеримыми и обеспечивать взаиморасчеты между субъектами с наименьшими затруднениями. На начальном этапе введения дифференциации тарифов по надежности в свете этих требований наиболее подходящими измерителями следует признать отключение мощности и недоотпуск энергии.

Субъектам рынков электроэнергии должны быть предоставлены следующие экономические свободы:

• выбор потребителем желаемого уровня надежности электроснабжения с последующей финансовой ответственностью перед поставщиком по оплате этого уровня и экономической ответственностью за все риски, связанные с данным решением;

• выбор энергоснабжающим предприятием способа обеспечения требуемого уровня надежности электроснабжения с полной ответственностью за свои обязательства и риски. Надежность энергоснабжения обеспечивается как посредством соблюдения ее договорного уровня, так и за счет компенсации убытков (ущербов) от перерывов электроснабжения сверх него.

Тариф (тарифная составляющая) на надежность энергообеспечения должен быть регулируемым, причем регулируется не сам уровень надежности, а цена единицы надежности, предлагаемой в ответ на запрашиваемый потребителем уровень надежности снабжения.

Тарифная система должна побуждать энергетические предприятия искать эффективные пути обеспечения надежности электропотребителям, а последних — рационализировать свои требования по надежности их снабжения, приводить запросы в соответствие с финансовыми возможностями2.

Надежность требует затрат, поэтому должна рассматриваться как имеющий цену товар, предлагаемый на рынке и реализуемый в системе договорных отношений между хозяйствующими субъектами. Основой данной системы должны быть договоры на электроснабжение; присоединение; оказание услуг по передаче электроэнергии и по оперативно-диспетчерскому управлению, а также дополнительных системных услуг. Во всех документах необходима конкретизация взаимных требований по надежности.

Ответственность перед потребителем за надежность его электроснабжения несет энергосбытовая компания. Последняя (или квалифицированные потребители) должна устанавливать договорные отношения по надежности со всеми задействованными энергопредприятиями, при этом возможны различные схемы контрактов.

Тарифы на обеспечение надежности должны быть установлены на всех границах взаимодействия субъектов рынка.

Вследствие сложной, иерархической системы контрактных отношений по надежности между энергопредприятиями и субъектами рынка форма тарифов на надежность и используемые в них показатели надежности должны быть такими, чтобы их было несложно объединять и «транслировать» на все пары контрагентов.

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

В зафиксированных в договорах границах все субъекты рынка должны нести ответственность за ущерб, причиненный нарушением электроснабжения, повреждением оборудования, упущенной выгодой. При возмущениях, превышающих установленные договорами значения, субъекты освобождаются от ответственности за ущерб, вызванный нарушением надежности энергоснабжения. В этом случае должна работать

2 Разработка научных основ дифференциации тарифов на электроэнергию по уровням надежности электроснабжения / Под рук. В. Г. Китушина. Новосибирск: НГТУ, 2003.

система страхования рисков. Энергоснабжающая организация может сама выполнять страховые функции или перепоручить их другой организации, специализирующейся в области страхования рисков.

По нашему мнению, тарифы на электроэнергию должны включать три составляющие:

• тариф за поддержание системной надежности узла зоны ответственности системного оператора (одинаков для всех потребителей, питающихся от данного узла);

• индивидуальный тариф за поддержание надежности электроснабжения в зоне ответственности сетевой компании (зависит от выбранного потребителем уровня надежности);

• индивидуальная страховая составляющая (зависит от величины ущерба).

Введение дифференциации по уровням надежности не может повлиять на величину среднесистемного тарифа в части покрытия затрат по обеспечению договорного уровня надежности, так как механизм дифференциации только перераспределяет эти затраты между потребителями сообразно их запросам к надежности электроснабжения. На повышение тарифа может повлиять введение страховой части, но подобное страхование не является обязательным.

Оплата надежности по предлагаемой схеме дифференциации тарифов подчиняется принципу: чем выше договорная надежность, тем дороже электроэнергия для покупателя. В общем случае, если договорное значение уровня надежности превышает нормативное, тариф имеет надбавку, если наоборот — скидку. Когда фактическое значение уровня надежности больше договорного, никаких изменений в финансовых расчетах (предусмотренных стандартным договором электроснабжения) не происходит. В противном случае на поставщика (электроснабжающую компанию) накладываются экономические санкции, которые он, в свою очередь, транслирует на субъекты электроэнергетики либо страховую компанию — в зависимости от создавшейся ситуации.

Потребитель устанавливает устраивающую его плату за недоданные ему мощность и энергию по сравнению с договорным уровнем и оплачивает соответствующий им тариф за

надежность. Все возникающие ущербы при отказах в его электроснабжении компенсируются поставляющей стороной.

Если плата за надежность какого-то потребителя ниже величины выплачиваемых ему ущербов, энергопредприятие имеет стимул к повышению надежности электрообеспечения данного потребителя до тех пор, пока дальнейшее повышение её стоимости не станет обходиться дороже экономии от выплаты ущербов. Потребитель также будет стремиться наиболее точно определить посильную по оплате степень надежности своего электроснабжения. Ее завышение приведет к переплате по «надежностной» составляющей тарифа, занижение — к неоплаченным ущербам. Таким образом, предлагаемая система отношений субъектов рынка электроэнергии побуждает к оптимизации уровня надежности как поставщиков, так и потребителей электроэнергии.

«ЭКО»-информ

За январь-май 2009 г., по оперативным данным, сальдированный финансовый результат (прибыль минус убыток)

организаций Новосибирской области* в действующих ценах составил 7838,9 млн руб. (723 организации получили прибыль в размере 14164,6 млн руб. и 388 — убыток на сумму 6 325,7 млн руб.).

Динамика сальдированного финансового результата крупных и средних организаций Новосибирской области в 2008—2009 гг. (по сопоставимому кругу организаций), млн руб.

16473,2

16000 -14000 -12000 10000 8000 -6000 4000 2000 0

□ 2009

11675,2

3822,7

1689,5

7863,4

г!,

9429,4

3244,9

838,9

Январь

Январь -февраль

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

• 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»

Затраты крупного бизнеса на энергию могут резко вырасти Андрей Гордеев / Ведомости

Дифференцированный тариф на передачу энергии по магистральным сетям (ими управляет ФСК, которую контролируют «Россети») практически не снижает нагрузки с потребителей, подключенных к распределительным сетям, но больно ударит по крупной промышленности, следует из обзора Vygon Consulting о последствиях введения дифференцированного тарифа ФСК.

Сейчас тариф на передачу энергии для крупных предприятий, подключенных к магистральным сетям, составляет 0,35 руб. за 1 кВт ч. Это в 4 раза ниже тарифа для потребителей распределительных сетей на высоком уровне напряжения и в 9 раз – на низком уровне напряжения, так как они оплачивают сниженные тарифы для населения (так называемое перекрестное субсидирование). Дифференцированный тариф ФСК и должен снять с них часть социальной нагрузки и переложить ее на потребителей, подключенных к ФСК. Законопроект сейчас обсуждается в правительстве.

По оценкам Vygon Consulting, для потребителей ФСК тариф может вырасти в два (в некоторых регионах – в три) раза, а в целом рост затрат на электроэнергию составит 10–20%. «Это снизит конкурентоспособность российских товаров на внешних рынках и фактически поставит под вопрос выполнение государственной задачи наращивания несырьевого экспорта», – говорит партнер Vygon Consulting Алексей Жихарев. Дополнительные затраты этих компаний оцениваются в 29 млрд руб.

Рост тарифа ФСК, по оценкам Vygon Consulting, снизит инвестиционный потенциал компаний на 185–200 млрд руб. Инвестресурсы могут быть перенаправлены с проектов активного развития на создание собственной генерации, привлекательность которой вырастет. В целом сокращение экспорта и инвестиций может привести к сокращению ВВП на 0,2% ежегодно, а запуск собственной генерации – до 1% ВВП.

При этом задача по снижению нагрузки перекрестного субсидирования на потребителей распредсетей не будет решена. Снижение составит в среднем не более 16 коп./кВт ч, т. е. не более 3% в конечной цене.

В «Сообществе потребителей энергии» считают, что снижения тарифа для малого и среднего бизнеса вообще не произойдет. «Недополученные доходы сетевой монополии за прошлые периоды составляют более 200 млрд руб., и вся потенциальная экономия в обозримом будущем будет потрачена на их погашение, т. е. на увеличение доходов сетей, – считает замдиректора «Сообщества» Валерий Дзюбенко. – Рост расходов энергоемких предприятий будет транслироваться по экономическим цепочкам на малый и средний бизнес, и вместо обещанного снижения тарифов предприятия могут получить рост цен на сырье, материалы и оборудование».

Дифференциация тарифов ФСК направлена не на решение вопроса перекрестного субсидирования, а на «обеспечение прозрачности и справедливости распределения нагрузки по перекрестному субсидированию между категориями бизнеса, включая потребителей, присоединенных к единой национальной электрической сети», подчеркивает представитель «Россетей». По оценкам компании, после повышения тариф для потребителей ФСК все равно останется минимум в 2 раза ниже, чем для потребителей распредсетей, а рост конечной цены на электроэнергию для крупных потребителей в среднем не превысит 10% в год. При этом снижение тарифа распределительного комплекса ожидается в среднем на 6%, а в некоторых регионах больше. В результате, пояснил собеседник, введение дифференцированного тарифа ФСК приведет к росту ВВП на 75 млрд руб. в год. Снятие ежегодной нагрузки с малого и среднего бизнеса в сумме 35 млрд руб. приведет к росту инвестиционного потенциала для его развития, расширению продуктовой линейки и, как следствие, росту выручки и налоговой базы, отметил он. Минэнерго ожидает снижения тарифов на услуги по передаче энергии по распредсетям в среднем на 4,3%, сказал представитель.

«Странно, когда за перекрестное субсидирование платят только компании, подключенные к распределительным сетям, а самые крупные компании, обладающие сильными лоббистскими способностями, подключены напрямую к магистральным сетям и не участвуют в этом», – говорит старший аналитик АКРА Денис Красновский. Схожего мнения придерживается и директор Фонда развития энергетики Сергей Пикин. Он отмечает, что крупная промышленность в отличие от бизнеса имеет больший политический вес, ей проще получить финансирование, а размер платы за электроэнергию для нее в несколько раз меньше. В результате дифференциации тарифа перераспределяется примерно 37 млрд руб., это около 3% от общей выручки сетей. Незначительное снижение тарифа в расчетах для потребителей распредсетей объясняется тем, что таких потребителей кратно больше, поэтому это выглядит как средняя температура по больнице, но для конкретных предприятий снижение может быть ощутимым, заключает он.