Постановлением Правительства Российской Федерации № 530 от 31.08.06 г. были внесены изменения в "Правила недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии и оказания этих услуг", утвержденные ППРФ № 861 от 27.12.04 г., которые, в частности, указывали, что "при установлении тарифов на услуги по передаче электрической энергии на 2008-й и последующие годы ставки тарифов определяются с учетом необходимости обеспечения равенства тарифов на услуги по передаче электрической энергии для всех потребителей услуг, расположенных на территории соответствующего субъекта Российской Федерации и принадлежащих к одной группе (категории) из числа тех, по которым законодательством Российской Федерации предусмотрена дифференциация тарифов на электрическую энергию (мощность)"1. Таким образом, вводился так называемый "котловой принцип" тарифообразования для услуг по передаче электрической энергии.
После выхода приказа Федеральной службы по тарифам РФ № 138-э/6 от 31.07.07 г., которым были внесены изменения и дополнения в "Методические указания по расчету регулируемых тарифов и цен на электрическую (тепловую) энергию на розничном (потребительском) рынке", обсуждение котлового принципа ценообразования из вялотекущей фазы перешло в жаркую дискуссию. Автор данной статьи также не остался в стороне и по совету коллег решил изложить свой взгляд на якобы сложность и недостатки данного метода.
Перед тем, как начать изложение своих мыслей, хотел бы подчеркнуть одну очень значимую деталь. Переход к котловому методу совпал по времени и с переходом на двуставочные тарифы на услуги по передаче электрической энергии. Крайне важно понимать, что изменилась тарифная парадигма, что теперь выручка территориальных сетевых организаций не зависит от величины пропуска электрической энергии через их сети.
"Котел сверху"
Нижеприведенная модель описывает типовые случаи взаимоотношений сбытовых и сетевых компаний на розничном рынке при формировании "котла сверху". Все остальные являются суперпозицией отдельных элементов данной модели.
ТСО1 является держателем котла. ГП2 и ТСО3 - компании, образованные в результате "распаковки" МУП. ГП2 не является субъектом ОРЭМ и приобретает электрическую энергию на розничном рынке у ГП1 по тарифу, установленному в соответствии с п. 29.2. "Методических указаний по расчету регулируемых тарифов и цен на электрическую (тепловую) энергию на розничном (потребительском) рынке".
Рассмотрим порядок формирования тарифов для всех участников и порядок расчетов между ними на примере ставки на содержание электрических сетей (ставки на мощность)2. При расчете единого (котлового) тарифа на содержание электрических сетей в качестве тарифной базы должна использоваться заявленная мощность всех потребителей территории, т. е. NПО = NПОГП1 + NПОГП2, по соответствующим уровням напряжения. При этом неважно, что дважды будет учтена мощность потребителей ГП2 - по сути, мощность этих потребителей и она же плюс мощность потерь ТСО3 в составе мощности ГП2 - потребителя ГП1. Важно, чтобы для выражений:
TСОД =
(формула расчета тарифа) и
HBBPAC = TСОД Nl
(формула определения стоимости обязательств), выполнялось равенство HBBPAC = HBBСОД.
Для исключения двойного счета при определении как котловых, так и индивидуальных тарифов, НВВ каждой сетевой организации должна приниматься чистая, т. е. не учитывающая затраты на оплату услуг смежных сетевых компаний, за исключением затрат на услуги ФСК для ТСО, являющихся плательщиками таких услуг.
ТСО1 как держатель котла заключает договоры на оказание услуг со всеми своими потребителями с обязательством урегулировать отношения со всеми прочими ТСО. Договор между ГП2 и ТСО1 заключается только в части передачи электрической энергии по сетям ТСО3, являясь крайне необходимым для выравнивания разницы между НВВ, формируемой по котловому тарифу и экономически обоснованной для ТСО.
Потери в сетях ТСО3 входят в объем потребления ГП2, и поэтому ТСО3 договор оплаты потерь заключает с ГП2.
Очевидно, что парные (индивидуальные) тарифы между ТСО1 и прочими ТСО будут равны тем, которые были бы установлены для ТСО в отсутствие котла без дифференциации по уровням напряжения.
В случае, если на территории кроме ТСО1 существует еще одна ТСО, присоединенная к ФСК, и энергопринимающие установки потребителей ГП1 непосредственно присоединены к ее сетям, то:
- либо ТСО1 остается держателем котла и заключает с данной ТСО договор оказания услуг в пользу ГП1;
- либо последняя может стать держателем котла при внесении соответствующих изменений в части договора оказания услуг для изменения направлений финансовых потоков.
При установлении для ГП2 тарифа покупки электрической энергии (по п. 29.2. "Методических указаний") у ГП1 в затраты ГП2, уменьшающие стоимость покупки электроэнергии у ГП1 на розничном рынке, будет приниматься не НВВ ТСО3, а стоимость услуг по передаче электрической энергии, определенная на основе котловых тарифов с дифференциацией по уровням напряжения.
В случае получения ГП2 статуса субъекта ОРЭМ изменение схемы очевидно: ГП2 становится потребителем услуг ТСО1 в полном объеме. Тарифная база ставки на содержание, используемая для установления котлового тарифа, уменьшается на заявленную мощность ГП2, т. е. на сумму мощностей потребителей ГП2 и потерь ТСО3. Тарифная база ставки потерь, используемая для установления котлового тарифа, уменьшается на объем полезного отпуска потребителей ГП2 и на объем потерь ТСО3.
"Котел снизу"
Рассмотрим, как будут формироваться котловые и индивидуальные тарифные базы для варианта "котел снизу".
Котловая тарифная база формируется прежним способом:
- для ставки на содержание - суммарная заявленная мощность потребителей всех ГП (энергосбытовых компаний);
- для ставки на оплату потерь - суммарное плановое потребление электрической энергии всех ГП (энергосбыовых компаний).
Тарифные базы для индивидуальных тарифов определяются следующим образом: - для индивидуальной ставки на содержание ТСО-получателя платежа - суммарная заявленная мощность этому ТСО-получателю всех ТСО-плательщиков, т. е. происходит распределение НВВ на содержание ТСО-получателя между ТСО-плательщиками пропорционально заявленной мощности;
- для индивидуальной ставки на оплату потерь ТСО-получателя платежа - суммарный плановый отпуск из сетей ТСО-получателя в сети всех ТСО-плательщиков. Аналогично индивидуальной ставке на содержание происходит распределение НВВ на оплату потерь между ТСО-плательщиками пропорционально плановому приему электрической энергии из сети ТСО-получателя.
Очевидно, что для ТСО-получателя ничего не меняется за исключением обстоятельства, когда у такого ТСО один из потребителей услуг - гарантирующий поставщик (энергосбытовая компания).
Замечания к "Методическим указаниям"
К формулировкам п. 54.2. "Методических указаний".
Определенные проблемы при работе с "Методическими указаниями..." и, соответственно, расчете тарифов создают некоторые формулировки ППРФ № 138-э/6.
В качестве тарифной базы при расчете индивидуальной ставки на оплату потерь принимается "суммарный сальдированный переток электроэнергии из сети сетевой организации-получателя платежа в сеть сетевой организации-плательщика во всех точках присоединения". Должно быть:
- в сети сетевой организации-плательщика;
- потребителям электрической энергии, в том числе присоединенным опосредованно через бесхозные сети, в интересах которых этой сетевой организацией заключен договор оказания услуг, в том числе с гарантирующими поставщиками и энергосбытовыми компаниями;
- в сети других сетевых организаций, с которыми у организации-плательщика заключен договор оказания услуг, и по которому она выступает заказчиком услуг.
В противном случае, если буквально трактовать существующую формулировку, услуги нижестоящих ТСО, к объектам электросетевого хозяйства которых присоединены потребители ГП (ЭСО), в части ставки на оплату потерь оплачены не будут. Данная поправка справедлива и для "котла сверху" и для "котла снизу".
При этом есть одна проблема, связанная с формированием такой тарифной базы для установления тарифов. Маловероятно, что существует хотя бы один субъект РФ, в котором орган регулирования имеет на этапе формирования тарифно-балансовых решений по-настоящему развернутый плановый баланс, где показаны все перетоки между ТСО на территории. Предполагаю, что тарифы на 2008 г. будут установлены на полезный отпуск потребителям.
Ниже приведены наиболее часто встречающиеся аргументы противников котлового метода.
1. РСК не компенсируются затраты на передачу сверхнормативных потерь, возникающих в нижестоящих сетевых компаниях.
Ввиду того что оплата по индивидуальному тарифу (взаиморасчеты между держателем котла и прочими сетевыми организациями) происходит на отпуск из сетей организаций-исполнителей, то проблемы компенсации затрат на передачу организацией-плательщиком для организации-исполнителя сверхнормативных потерь электроэнергии нет: некомпенсируемых затрат не возникает. Иными словами, потери в сетях нижестоящей сетевой организации - это полезный отпуск для вышестоящей. Превышение фактических потерь над нормативом, принятым при установлении тарифа - проблема сетевой организации, допустившей это превышение.
Более того, при переходе к двуставочному тарифу меняется парадигма. Сетевые организации не занимаются передачей электрической энергии. Они обеспечивают эксплуатацию электрических сетей, и НВВ свою они собирают через ставку на содержание. Часть платы за услуги, полученная через ставку на оплату потерь, при стопроцентном исполнении планового баланса на финансовый результат не влияет, т. е. сколько тебе заплатили потребители услуг, столько же ты и заплатил за фактические потери.
2. Следует соблюдать требования технологического присоединения к сетям РСК и, как следствие, необходимость заключения договоров аренды "последней мили" сетей смежной сетевой организации.
Необходимость согласования технологических присоединений новых потребителей с вышестоящей сетевой организацией по всей цепочке до ФСК определена в редакции ППРФ № 861 от 21.03.07 г.
Никаких договоров аренды "последней мили" не требуется. Нужно понимать, что во взаимоотношениях между ФСК и присоединенными к ней РСК понятие "последней мили" было введено потому, что ФСК не хотелось бы иметь дел с конечным потребителем.
3. РСК поглотит смежные сетевые компании.
И это правильно. В границах субъекта достаточно иметь одну распределительную сетевую компанию. В идеале мне представляется следующая иерархия: - ЕНЭС - т. е. ФСК;
- распределительная сетевая компания - РСК - единственная на территории субъекта;
- компании на территории муниципального образования, имеющие на правах собственности объекты электросетевого хозяйства и использующие их в своей деятельности для оказания услуг по передаче коммунальных услуг (МУПы), - в границах земельного участка также в единственном числе.
Два нижних уровня могут объединяться в рамках одной компании, но также следует учитывать, что это и два разных вида деятельности. Не знаю как скоро на территории отдельных субъектов РФ начнет реализовываться такая модель, но у мелких ТСО всего два варианта: - быть поглощенными РСК (это произойдет в течение 2008-2009 гг.);
- превратиться в компанию, оказывающую коммунальные услуги.
4. Ухудшение финансового состояния сетевых организаций в связи с низкой платежной дисциплиной субъектов.
Причин этому может быть две: - неисполнение графика оплаты услуг сбытовой компанией. (Сетевая организация в отличие от сбытовой - это компания с реальными активами, имеющая как возможность получения кредита, так и все для того, чтобы добиться решения суда о взыскании долга со сбытовой.);
- неплатежи между сетевыми организациями. (Для данного случая существует принципиальная разница между "котлом снизу" и "котлом сверху". Очевидно, что при "котле снизу" вероятность появлениия такой ситуации на порядок выше, так как у нижестоящих сетевых организаций будут постоянно возникать кассовые "разрывы" по оплате фактических потерь.)
Вывод
Переход на двуставочный тариф имеет и плюсы, и минусы.
С одной стороны, теперь сбыт не может "наказать" сети за снижение фактического полезного отпуска против планового баланса, ведь в случае одноставочного тарифа он не доплачивал и в части ставки на содержание, а теперь затраты на содержание покрываются на 100 % независимо от пропуска. Но у держателя котла ставка на оплату потерь зачастую ниже, чем индивидуальные ставки, по которым он рассчитывается с нижестоящими ТСО. Следовательно, при увеличении фактического полезного отпуска против плана нижестоящим сетевым компаниям будет отдано держателем котла больше чем получено от сбыта. Словом, отклонение от баланса вверх принесет держателю котла убыток. Все это повышает требования к точности формирования планового баланса. При этом нужно учитывать и то, что сети процессом потребления не управляют. Полезный отпуск планирует и предоставляет сетям сбыт, и экономические интересы сетей ему безразличны. Единственный инструмент у сетей, применяя п. 14а "Правил недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии и оказания этих услуг", предъявлять претензии сбыту по превышению по мощности. Но для этого сетям необходимо, во-первых организовать систему учета и сбора учетных данных, во-вторых, "развернуть" свой баланс. Сделать баланс мощности настоящий. Учесть в балансе объемы и энергии, и мощности всех смежников.
Итогом всех рассуждений и размышлений автора стало построение нижеприведенной модели для расчета котловых и индивидуальных ставок тарифов для "котла сверху"3. В настоящий момент посредством модели произведен расчет котловых и индивидуальных тарифов для 25-ти территориальных РСК.
1. Раздел "Показатели баланса мощности".
Показатель "Мощность для держателя котла" следует рассчитывать сквозным образом как сумма заявленных мощностей по присоединени. потребителей ко всем ТСО и применяется при расчетах потребителей услуг по передаче электрической энергии с держателем котла. При этом неважно, какую мощность использовать: присоединенную или заявленную. Осуществляя взаиморасчетах между потребителями услуг и держателем котла, применять нужно ту, которую определил регулятор при установлении тарифа. Это же относится и к индивидуальным тарифам и к взаиморасчетам между ТСО.
2. Раздел "Показатели баланса энергии".
Данный раздел формируется аналогично предыдущему.
3. Раздел "Показатели котла".
Показатели "Мощность для расчета котла" и "Полезный отпуск для расчета котла" формируются сквозным образом как сумма показателей для всех ТСО с учетом трансформации.
Расчет и котловых, и индивидуальных тарифов производится в полном соответствии с "Методическими указаниями...". Тариф покупки потерь - единый, без дифференциации по уровням напряжения, что абсолютно справедливо, так как разница в тарифах - это затраты сетей, которые распределятся через котел. Данный тариф должен представлять собой сумму из слагаемых: стоимости покупки ГП электрической энергии на ОРЭМ, оплаты услуг инфраструктуре рынка (НП "АТС") и минимальной сбытовой надбавки, потому что все собственные затраты сбыта - это доля затрат на ведение трейдинга, пропорциональная объему потерь.
4. Раздел "Исполнение баланса".
Контрольный раздел, который необходим для проверки модели на предмет выполнения финансового баланса. Наличие нулей в статьях "дефицит/профицит средств" по каждой ТСО означает, что сумма затрат полностью покрывается обязательствами контрагентов. Дефицит средств у ТСО2 на оплату потерь возник после того, как было установлено значение фактических потерь выше нормативных с сохранением остальных показателей баланса.
5. Приложение.
В целях понимания в приложении расчетные таблицы приведены вместе со схемами. Сначала расчет был произведен для модели без уровней напряжений, чтобы понять, как собираются тарифные базы. Затем, модифицировав модель до трех уровней, показать, что при исполнении физического баланса финансовый баланс по-прежнему сохраняется.
Примечание
1 Там же определялось, что "по решению федерального органа исполнительной власти по тарифам, принимаемому по обращению уполномоченных органов исполнительной власти субъектов Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов, указанная норма может быть применена при установлении тарифов на 2007 год".
2 Формирование ставки на оплату технологического расхода (потерь) электроэнергии и расчетов по ней производится по аналогии.
3 Для интересующихся в приложении приведены промежуточные модели, показывающие эволюцию их развития
Бухаров Сергей, Заместитель директора по экономике и финансам ЗАО "Региональные электрические сети"
Источник: ЭнергоРынок № 2 (51) / 2008