9.2.3. Роль ежегодного сводного баланса

При рассмотрении системы тарифного регулирования в электроэнергетике необходимо уделить внимание роли свободного прогнозного баланса производства и поставок электрической энергии (мощности) в рамках Единой энергетической системы России по субъектам РФ (далее - прогнозный баланс).

До начала 2008 года одной из основных задач формирования прогнозного баланса являлась минимизация затрат на производство и поставку электрической и тепловой энергии и обеспечение сбалансированности суммарной стоимости электрической энергии (мощности), поставляемой на оптовый рынок электрической энергии (мощности) и отпускаемой с него.

Однако особенности торговли электроэнергией (мощность) по регулируемым договорам, начиная с 2008 года, изменили роль прогнозного баланса в электроэнергетике:

1) ежегодный баланс ФСТ России стал физическим балансом, основными задачами, которого являются:

> планирование полных плановых объемов потребления и производства осуществляется вне зависимости от форм продажи электроэнергии и мощности на оптовом рынке и необходимо для принятия отдельных тарифных решений:

^о определения предельных уровней тарифов (цен) на электрическую энергию (мощность), поставляемую ГП, ЭСК, к числу потребителей которых относится население, которые должны рассчитываться на полные плановые объемы потребления;

^о определение регулируемых тарифов (цен) на розничном рынке (тарифы для розничной генерации, сбытовая надбавка ГП, тариф на услуги по передаче электроэнергии);

^о определения тарифов за услуги, оказываемые инфраструктурными организациями, рассчитываемые по методу экономически обоснованных расходов (коммерческого оператора, ОАО «ФСК ЕЭС», ОАО «СО ЕЭС»);

^о определения структуры топливного баланса для расчета топливной составляющей тарифов поставщиков;

> соблюдение принципа минимизации затрат на производство и поставку электрической и тепловой энергии при формировании прогнозного баланса в ценовых зонах теперь не влияет на регулируемые цены;

2) с 2008 года обязательным стало выделение в ежегодном прогнозном балансе прогнозных объемов покупки электроэнергии (мощности) с целью компенсации потерь в распределительных сетях по каждой сетевой компании на розничном рынке (а также продолжение выделения прогнозных объемов покупки электроэнергии (мощности) для ОАО «ФСК ЕЭС» в разбивке по регионам), а также объемов потребления электрической энергии (мощности) населением.

Основные функции прогнозного баланса ФСТ России:

Базовые прогнозные объемы покупки э/э с/на ОРЭ

Базовые прогнозные объемы продажи мощности на ОРЭ

Индикати- вные цены на э/э

Тарифы продажи э/э (м) на ОРЭ

РД по э/э (без учета населения)

На основании прогнозного баланса 2007 года

На основании прогнозного баланса 2008 года

Базовые прогнозные покупки мощности на ОРЭ

Индикативные цены на мощность

РД по мощности (без учета населения)

Предельные тарифы на розничном рынке , тарифы на услуги АТС, СО, сетевых компаний

Объемы генерируемой мощности отбираемой на КОМ

На основании ежегодного прогнозного баланса

Объемы РД для населения

Объемы покупки ФСК мощности в целях омпенсации потерь

Одноставочная индикативная цена

Рис.9.1. Основные функции прогнозного баланса ФСТ России

Тарифное регулирование на оптовом рынке в ценовых зонах

Тарифы на электроэнергию и мощность для поставщиков

В соответствии с постановлением Правительства РФ от 26 февраля 2004 г. № 109 «О ценообразовании в отношении электрической и тепловой энергии» начиная с 2008 года тарифы на электрическую энергию и мощность поставщиков, применяемые в регулируемых договорах, должны определяться методом индексации по формулам, утвержденным ФСТ России. Указанные формулы, а также порядок их применения и порядок установления плановых и фактических показателей, используемых в указанных формулах, определены приказом ФСТ России от 5 декабря 2006 г. N348-э/12.

Формула индексации цены направлена на обеспечение долгосрочной предсказуемости объемов и уровня цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность) в период перехода от полного регулирования к свободному ценообразованию на оптовом рынке при минимальном вмешательстве регулятора в хозяйственную деятельность поставщика.

Формулы индексации цены электрической энергии и мощности основаны на подходе, в котором тарифы поставки электроэнергии и мощности 2007 года разбиваются на составляющие (удельные расходы), которые ежегодно изменяются следующим образом:

• составляющие, величина которых зависит от принятия нормативно-правовых актов (стоимость регулируемого газа, регулируемых способов доставки топлива, оплата услуг инфраструктурных организаций в электроэнергетике, оплата налогов и сборов) - в соответствии с расчетными индексами роста, определяемыми на основании нормативно-правовых актов;

• составляющая чистой прибыли, направляемая на финансировании капитальных вложений, не связанных с увеличением установленной мощности - в соответствии с индексом, определенным ФСТ России на основании инвестиционных программ поставщиков, согласованных в установленном порядке;

• составляющие в части расходов на нерегулируемые виды топлива:

• по топочному мазуту (в настоящее время не возможны долгосрочные контракты) - в соответствии с индексом цен в нефтеперерабатывающей отрасли, определяемым МЭР России;

• по углю (в настоящее время не возможны долгосрочные контракты) - в соответствии с прогнозным индексом цен на уголь, определяемым МЭР России;

• по коммерческому газу (пока нет официальных индексов);

• в соответствии с расчетными индексами роста регулируемого газа;

• составляющая по прочим расходам и доходам ­- в соответствии с индексом потребительских цен, определяемым МЭР России.

Первоначальная (базовая) величина указанных составляющих тарифов должна определяться ФСТ путем разбиения тарифа 2007 года.

При определении базового тарифа инвестиционная составляющая распределялась между ставкой на электроэнергию и ставкой за мощность по следующим принципам:

• для тепловых станций: 50/50%;

• для гидроэлектростанций 15/85%.

В формуле индексации базовой цены учитываются выпадающие доходы, связанные:

• с отклонением фактических индексов от плановых, учтенных в формуле индексации цены;

• только для ГЭС - выпадающие доходы вследствие превышения объемов РД над фактической выработкой, которые уменьшаются по мере повышения доли либерализации оптового рынка.

До настоящего времени:

• при определении удельных расходов на топливо и его доставку использовалась плановая структура топливного баланса поставщика на предстоящий период регулирования, но не учитывалось изменение структуры топливного баланса в связи с появлением тепловой выработки;

• при определении ставки тарифа на мощность не учитывался рост тарифов на теплоэнергию, что должно приводить к сокращению перекрестного субсидирования между тепло- и электроэнергией, то есть к снижению ставки тарифа на электрическую мощность;

• при включении выпадающих доходов в тариф не учитывались финансовые результаты деятельности поставщика электрической энергии.

Однако в сентябре 2008 года были внесены изменения в приказ ФСТ России от 5 декабря 2006 г. N348-э/12, которые изменили подход к индексации тарифов поставщиков.

Ниже сформулированы основные изменения:

1. Изменение расчета расходов на топливо для поставщиков оптового рынка, расположенных на территориях, объединенных в ценовые зоны, которые будут считать на объем выработки электроэнергии согласно сводному прогнозному балансу на 2007 г., а не на текущий год. Такое изменение позволяет устранить дисбаланс при использовании различных показателей выработки при расчете тарифов поставщиков и их применении для расчетов по регулируемым договорам. В этом случае также не возникает проблемы с порядком тарифообразования на объемы электроэнергии ПО тем станциям, на которых в течение 2008-2009 гг. были осуществлены вводы новых мощностей. При этом, считаем необходимым иметь возможность корректировать удельные расходы условного топлива и структуру используемого топлива в соответствии с реалиями 2009 г., т.к. при расчете затрат на топливо в 2008 г. по некоторым электростанциям произошло изменение структуры используемого топлива, в результате которого появились новые виды топлива (торф, новые марки углей, новые поставщики газа), которых не было в 2007 г.

2. Корректировка распределения инвестиционной составляющей, учтенной в тарифах ГЭС в 2007 г., между тарифом на электроэнергию и тарифом на мощность 15/85 вместо 50/50., т.е. для целей расчета тарифов на 2009 г. и последующие периоды регулирования будут изменены базовые тарифы, за счет исключения из тарифов на электроэнергию 35% инвестсоставляющей, учтенной в тарифах на 2007 г. (с налогом на прибыль), и переноса ее в тариф на мощность. До этого инвестиционная составляющая распределялась подобным образом только в части прироста без изменения базового тарифа.

3. Компенсация выпадающих доходов, возникших в результате отклонения фактических показателей от плановых, всем объемом выработки, а не только объемом продажи электроэнергии по регулируемым договорам.

Согласно ранее действующей редакции формул индексации сумма выпадающих доходов корректировалась на отношение договорных объемов продажи электрической энергии (мощности) по регулируемым ценам в периоде регулирования и предыдущем периоде. В случае ежегодного сокращения данных объемов, сумма вьпадающих доходов увеличивается. Учитывая возможность поставщиков компенсации выпадающих доходов в результате продажи электроэнергии (мощности) по свободным ценам, ФСТ России приняло такое увеличение суммы вьпадающих доходов излишним.

4.Учет сокращения перекрестного субсидирования электрической энергией тепловой энергии.

5.Учет появления комбинированной выработки на электростанциях, ранее вырабатывающих только электроэнергию.

На некоторых электростанциях (Калининградская ТЭЦ-2, Сочинская ТЭС) в настоящее время осуществляется выработка только электроэнергии, но в перспективе с указанных генераторов может отпускаться и тепловая энергия. В этом случае необходимо отнесение части постоянных затрат из тарифа на мощность в тариф на тепловую энергию. В связи с этим, необходимо предусмотреть возможность корректировки тарифов на мощность таких поставщиков в соответствии с предложениями региональных регуляторов по уровню тарифов на тепловую энергию.

6. Пересчет удельных составляющих тарифа на мощность для поставщиков, расположенных в ценовых зонах оптового рынка, в связи с проведенным пересчетом тарифов с установленной мощности на располагаемую.

7. Учет финансовых результатов деятельности поставщиков при расчете величины незапланированных расходов, связанных с отклонением фактических показателей от плановых. Выпадающие доходы, связанные с отклонением фактических показателей от плановых, учитываются в тарифах только в случае наличия негативного финансового результата в совокупности по всей основной деятельности поставщика электрической энергии (то есть деятельности, связанной с производством и реализацией электрической энергии и мощности как на регулируемом, так и нерегулируемом рынке). ФСТ России определяется финансовый результат от основной деятельности расчетным способом, исходя из статистических данных.

8. Определение расходов на финансирование отчислений АЭС средств для формирования резервов, предназначенных для обеспечения безопасности атомных станций на всех стадиях их жизненного цикла и развития, не на основании нормативов, а исходя из размеров средств, определенных в соответствии с действующим законодательством.

9. Определение тарифов исходя из планового значения показателей, учтенных ФСТ России при расчете предельных уровнем тарифов на соответствующий год, а не известных на дату установления цен (тарифов).

Принимая во внимание то, что тарифы для поставщиков определяются позже принятия предельных уровней тарифов, корректировка которых невозможна, целесообразно тарифы для поставщиков определять с учетом тех же показателей, какие были использованы при установлении предельных уровней тарифов.

По большому счету, указанные изменения направлены на минимизацию тарифов поставщиков в условиях заданного темпа роста конечных тарифов.

Тарифы для поставщиков-участников оптового рынка являются двухставочными, то есть состоят из ставки тарифа за энергию и ставки тарифа за мощность.

Как было отмечено выше, базой для индексации является тарифы 2007 года. Указанные тарифы определены экономически обоснованным методом в соответствии с методическими указаниями по расчету тарифов на электрическую энергию и мощность по договорам купли-продажи по регулируемым тарифам (ценам) на оптовом рынке (Приказ от 15 сентября 2006 г. N 199-э/6).

Расчет двух ставок основан на принципе разделения расходов на переменные расходы, зависящие от объема электроэнергии (учитываются в ставке за энергию) и условно-постоянные расходы, не зависящие от объема электроэнергии (учитываются в ставке за мощность).

Ставка тарифа за энергию считается постанционно на единицу объема полезного отпуска электроэнергии, учтенного в прогнозном балансе ФСТ России в 2007 году в отношении каждой входящей в состав поставщика электростанции.

Ставка тарифа за мощность может считаться как единой, так и дифференцированной по станциям, входящим в состав поставщика.

Ранее ставка тарифа за мощность считалась на единицу установленной мощности, учтенной в прогнозном балансе ФСТ России на 2007 года. 30 июня 2008 года ставка тарифа на мощность поставщиков оптового рынка была пересчитана на единицу максимальной располагаемой мощности, учтенной в прогнозном балансе на 2007 год и 2008 год в те месяцы, когда установленная мощность равнялась установленной мощности 2007 года. Указанный пересчет произведен, поскольку с запуском конкурентного рынка мощности изменился базовый прогнозный объем мощности.

Тарифы на электроэнергию и мощность для покупателей

Для покупателей ФСТ России устанавливает региональные индикативные цены на электроэнергию и мощность в соответствии с Методическими указаниями по определению индикативных цен на электрическую энергию и мощность для покупателей - субъектов оптового рынка, утвержденными приказом ФСТ России от 28.09.2007 №262-э/11.

Индикативные цены покупателей используются как:

• стоимостное ограничение для формирования пакета РД для каждого покупателя из данного региона;

• для определения конечных регулируемых цен для потребителей розничного рынка.

Указанные цены рассчитываются, исходя из предположения о том, что на оптовом рынке существует 100%-ное регулирование тарифов, то есть электрическая энергия (с учетом мощности) стоит одинаково на всех секторах рынка. Размер этой удельной стоимости электроэнергии (с учетом мощности) определяется как разность между стоимостью, поставляемой на розничном рынке электрической энергии по предельным тарифам и стоимостью услуг инфраструктурных и региональных сетевых организаций, а также сбытовых надбавок энергосбытовых организаций и стоимости поставки электрической энергии розничной генерацией.

Таким образом, предельные розничные тарифы, по сути, задают часть стоимостного баланса, представляющую покупателей оптового рынка.

Расчет индикативной цены на электроэнергию и индикативной цены на мощность осуществляется, исходя из разделения указанной выше удельной стоимости электроэнергии (с учетом мощности) на оптовом рынке с учетом соблюдения стоимостного баланса на базовые прогнозные объемы отдельно по электроэнергии и по мощности.

Несмотря на то, что тарифы производителей считаются независимо от индикативных цен покупателей, предельные розничные тарифы ограничивают рост тарифов поставщиков ростом индикативных цен покупателей.

В настоящее время при определении тарифов поставщиков не так много возможностей для учета стоимостного ограничения в виде предельных розничных тарифов (только через составляющие тарифа, считаемые прямым счетом).

В связи с этим индикативные цены и тарифы поставщиков не позволяют обеспечить стоимостной баланс по регулируемым договорам. Из-за этого в соответствии с правилами оптового рынка объем регулируемых договоров может быть сокращен до уровня, обеспечивающего стоимостной баланс.

Тариф на услуги по передаче электрической энергии по ЕНЭС

ОАО «ФСК ЕЭС» оказывает услуги по передаче электрической энергии по ЕНЭС на оптовом рынке по установленному ФСТ России тарифу.

ФСТ России определяет этот тариф в соответствии с Методическими указаниями по расчету тарифов на услуги по передаче электрической энергии по ЕНЭС, утвержденными приказом ФСТ России от 21 марта 2006 г. № 56-э/1.

Тариф на услуги по передаче электрической энергии по ЕНЭС складывается из двух ставок:

• единой по России тарифной ставки на содержание объектов электросетевого хозяйства;

• дифференцированной по субъектам РФ тарифной ставки на оплату нормативных технологических потерь в сетях. Указанная ставка представляет собой удельную стоимость электроэнергии с учетом стоимости мощности, приобретаемых ФСК на оптовом рынке по регулируемым тарифам и рассчитанную исходя из объемов прогнозного баланса.

Ставка на содержание объектов электросетевого хозяйства применяется к заявленной (присоединенной) мощности, указанной в Договоре оказания услуг по передаче электрической энергии, заключенном между потребителем услуг и ФСК.

Ставка тарифа на оплату нормативных технологических потерь электрической энергии применяется к фактическому объему отпуска электроэнергии из сети ЕНЭС в сеть потребителя услуг в сальдированном выражении, умноженному на норматив технологических потерь, установленный Минэнерго России.

Тарифы (цены) на электрическую энергию (мощность), приобретаемую организацией по управлению ЕНЭС в целях компенсации потерь электрической энергии (мощности)

В соответствии с пунктом 122 Правил оптового рынка ФСК покупает на оптовом рынке в целях компенсации потерь электрической энергии в сетях ЕНЭС часть электрической энергии и мощности по установленным ФСТ России тарифам, дифференцированным по субъектам РФ, а часть - по нерегулируемым ценам (по нерегулируемым ценам электроэнергию и мощность - с 1 июля 2008г.).

Определение указанных выше тарифов осуществляется ФСТ России в соответствии с методическими указаниями по определению индикативных цеп на электрическую энергию и мощность для покупателей - субъектов оптового рынка электрической энергии (мощности) в целях формирования регулируемых договоров, заключаемых в соответствующем периоде регулирования, утвержденными приказом ФСТ России от 28 сентября 2007 года № 262-э/11.

Сейчас ФСК покупает на оптовом рынке по регулируемым тарифам:

• электрическую энергию в объемах, соответствующих установленным Правительством РФ долям, в соответствии с которыми определяется предельный максимальный объем продажи электрической энергии по регулируемым тарифам на оптовом рынке, от объемов электрической энергии, определенных для ФСК в прогнозном балансе на 2007 год;

• мощность в объемах, соответствующих установленным Правительством РФ долям, в соответствии с которыми определяется предельный максимальный объем продажи электрической энергии по регулируемым тарифам 'на оптовом рынке, от объемов электрической мощности, определенных для нее в прогнозном балансе на 2008 год, умноженных на коэффициент резервирования мощности;

по нерегулируемым ценам все остальные объемы электроэнергии и мощности.

Тариф на услуги по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике

Услуги по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике оказывает системный оператор, осуществляющий централизованное управление технологическими режимами работы ЕЭС через оперативно-диспетчерские команды.

Оплата предоставляемых услуг осуществляется на основе тарифов, которые утверждаются ФСТ России в соответствии с Методическими указаниями по расчету тарифов на услуги по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике, утвержденными Приказом ФСТ России от 24 августа 2004 г. N 45-э/4.

Размер тарифа за услуги системного оператора по оперативно-диспетчерскому управлению рассчитывается на единицу установленной мощности на 1 января года, предшествующего расчетному периоду, мощности электростанции, входящей в ЕНЭС, в отношении которой системный оператор осуществляет оперативное диспетчерское управление.

Тарифы на услуги по проведению финансовых расчетов между участниками оптового рынка электрической энергии (мощности)

Услуги по проведению финансовых расчетов между участниками оптового рынка электрической энергии (мощности) оказывает ЗАО «Центр финансовых расчетов» (далее - ЦФР).

ЦФР выступает на оптовом рынке унифицированной стороной по сделкам и заключает на оптовом рынке электрической энергии (мощности) от своего имени договоры, обеспечивающих оптовую торговлю электрической энергией и мощностью в соответствии со стандартными формами и (или) предварительными условиями, предусмотренными договором о присоединении к торговой системе оптового рынка.

Оплата услуг ЦФР осуществляется в размере, ежегодно утвержденном Наблюдательным советом НП «Совет рынка» в соответствии с пунктом 8.3 договора о присоединении к торговой системе оптового рынка.

Порядок расчета стоимости услуги устанавливается Регламентом финансовых расчетов на оптовом рынке.

Расчетным периодом для оплаты услуги ЦФР является календарный месяц.

Тариф за услуги по организации функционирования торговой системы оптового рынка электрической энергии (мощности)

В целях осуществления деятельности по организации торговли на оптовом рынке электрической энергии и мощности, связанной с заключением и организацией исполнения сделок по обращению электрической энергии, мощности и иных объектов торговли, обращение которых допускается на оптовом рынке, был создан Коммерческий оператор.

Услуги коммерческого оператора должны оплачиваться участниками оптового рынка по тарифу за услуги по организации функционирования торговой системы оптового рынка электрической энергии (мощности), утвержденному ФСТ России.

Тем не менее, до сентября 2008 года тариф на услуги коммерческого оператора на 2008 был утвержден Советом рынка и рассчитан на плановые объемы выработки и потребления электрической энергии участников оптового рынка, в том числе объемы потребления электроэнергии электростанциями на собственные нужды, учтенные в сводном прогнозном балансе ФСТ

России в соответствии с Методическими указаниями по расчету тарифов на услуги по организации функционирования торговой системы оптового рынка электрической энергии (мощности), утвержденные приказом ФСТ России от 24 августа 2004г. № 43-э/2.

Связано это было с тем, что, указанные Методические указания по расчету тарифов на услуги коммерческого оператора утратили силу 1 апреля 2008 года.

9 сентября 2008 года ФСТ России были утверждены методические указания по определению тарифа на услуги коммерческого оператора и установлен тариф за оказание этих услуг, равный величине тарифа, ранее установленного Советом рынка. Методические указания по определению тарифа на услуги коммерческого оператора идентичны методическим указаниям, ранее применяемым для ОАО «АТС» согласно приказу ФСТ России от 24 августа 2004г. № 43-э/2.

Порядок оплаты указанных услуг определялся договором о присоединении к торговой системе оптового рынка.

НП «Совет рынка»

В соответствии с законодательством РФ об электроэнергетике НП «Совет рынка» осуществляет свою деятельность за счет обязательных в силу закона членских взносов участников оптового рынка.

Услуги НП «Совет рынка» напрямую не регулируются. Однако решение об установлении размера взносов принимается наблюдательным советом указанной организации, членами которого также являются представители государства, поэтому можно сказать, что размер указанных взносов косвенно регулируется.

Порядок оплаты членских взносов участниками оптового рынка определяется Положением о членах НП «Совет рынка», утвержденным Наблюдательным Советом НП «Совет рынка» 29 сентября 2008 года.

Согласно указанному порядку взносы дифференцируются на:

• вступительный (единовременный) членский взнос;

• текущие (регулярные, ежеквартальные) членские взносы:

• на II и III кв. 2008 г. - одинаковый размер для всех участников оптового рынка;

• на IV кв. 2008 г. - размер дифференцируется в зависимости от того, к какой Палате принадлежит участник оптового рынка: Палата продавцов, Палата покупателей и Палата инфраструктурных организаций, Палата экспертов.

Размеры вступительного (единовременного) и текущих (регулярных) членских взносов определяются решением Наблюдательного совета НП «Совет рынка».

Текущие (регулярные) членские оплачиваются поквартально, если иное не установлено решением Наблюдательного совета НП «Совет рынка».

Тарифное регулирование на розничном рынке

Тарифы для розничной генерации

Тарифы (цены) на электрическую энергию (мощность), производимую электростанциями, с использованием которых осуществляется производство и поставка электрической энергии (мощности) на розничном рынке устанавливаются РСТ субъекта РФ до принятия федерального закона о федеральном бюджете на очередной период регулирования. При этом могут использоваться как метод экономически обоснованных расходов, так и метод индексации тарифов.

Метод экономически обоснованных расходов применяется и соответствии с методическими указаниями по расчету регулируемых тарифов и цен на электрическую (тепловую) энергию на розничном (потребительском) рынке (Приказ ФСТ России от 06.08.2004 № 20-э/2).

Метод индексации - в соответствии с методическими указаниями по индексации предельных (минимального и (или) максимального) уровней тарифов и тарифов на продукцию (услуги) организаций, осуществляющих регулируемую деятельность (Приказ от 5 июля 2005 г. N 275-э/4).

В законодательстве о государственном регулировании тарифов не содержится жесткого требования о том, что для поставщиков участников розничного рынка должны устанавливаться двухставочные тарифы.

В приказе ФСТ России от 06.08.2004 № 20-э/2 содержатся формулы расчета как одноставочного (среднего) тарифа, так и двухставочного тарифа для производителей-участников розничного рынка.

Тарифы для конечных потребителей

Тарифы для конечных потребителей устанавливаются РСТ субъекта РФ до принятия федеральным законом федерального бюджета на очередной период регулирования.

Указанные тарифы определяются в соответствии с Методическими указаниями по расчету регулируемых тарифов и цен на электрическую (тепловую) энергию на розничном рынке, утвержденными приказом ФСТ России от 6 августа 2004г. № 20-э/2, в рамках предельных уровней тариф, определенных ФСТ России.

Конечные регулируемые тарифы определяются на полный прогнозный объем потребления, определенный в прогнозном балансе на очередной период регулирования как сумма стоимости покупки электрической энергии и мощности по регулируемым ценам на оптовом и розничном рынках, стоимости услуг инфраструктурных организаций, стоимости услуг по передаче, а также сбытовой надбавки гарантирующих поставщиков.

Более подробно об определении и применении конечных тарифов на розничном рынке описано в Главе 7 настоящего пособия.

В настоящее время при установлении конечных розничных тарифов в субъектах РФ осуществляется перекрестное субсидирование между группами потребителей (см. раздел 7.1.2. настоящего пособия).

Тарифы на передачу электрической энергии по распределительным сетям

В соответствии с действующим законодательством РФ об электроэнергетике тарифы на услуги по передаче электрической энергии по распределительным сетям определяются по «котловому» принципу.

Согласно «котловому» принципу установления тарифа на передачу электрической энергии для всех потребителей услуг по передаче на одном классе напряжения (с учетом групп) устанавливается равный тариф на передачу независимо от того, к сетям какой организации они присоединены.

Указанные тарифы определяются в соответствии с Методическими указаниями по расчету регулируемых тарифов и цен на электрическую (тепловую) энергию на розничном рынке, утвержденными приказом ФСТ России от 6 августа 2004г. № 20-э/2.

На основе принятых котловых тарифов на передачу для потребителей электроэнергии для каждой пары сетевых организаций определяются индивидуальные тарифы на передачу для взаиморасчетов с тем, чтобы каждая сетевая организация получила свою необходимую валовую выручку.

В настоящее время сложились три варианта расчетов между сетевыми и сетевыми и сбытовыми организациями в регионе

Базовая модель 1. Потребители (сбытовые компании от их лица) оплачивают по единым «котловым» тарифам, услуги тех сетевых организаций, к сетям которых присоединены их энергопринимающие устройства. Нижестоящие организации, в свою очередь, оплачивают услуги вышестоящих сетевых организаций.

Базовая модель 2 Платежи потребителей за оказанные им услуги по передаче электроэнергии поступают только в одну сетевую организацию. Затем такая сетевая организация расплачивается с нижестоящими сетевыми организациями, к сетям которых присоединены энергопринимающие устройства потребителей.

Базовая модель 3 используется для установления тарифов по пункту 119 Постановления Правительства № 530. В этом случае для сетевых организаций устанавливаются тарифы на передачу на основании которых сбытовая компания оплачивает им услуги по передаче для покрытия их НВВ и расходов на компенсацию потерь. Договорных отношений между сетевыми организациями - в этой модели нет.

Тарифы, установленные по методу доходности инвестированного капитала

В июне 2008 года приняты изменения в постановление РФ от 26 февраля 2004 г. № 109 «О ценообразовании в отношении электрической и тепловой энергии в РФ» (ПП № 109) в части совершенствования метода доходности инвестированного капитала (далее также метод RAB).

При использовании метода доходности инвестированного капитала необходимая валовая выручка организации, осуществляющей регулируемую деятельность, устанавливается на долгосрочный период регулирования на основе долгосрочных параметров регулирования. Регулируемые тарифы устанавливаются на основе необходимой валовой выручки, которая определяется с учетом ежегодных корректировок, осуществляемых в течение долгосрочного периода регулирования, и обеспечивает:

• покрытие расходов регулируемой организации;

• возврат инвестированного капитала;

• получение дохода на инвестированный капитал.

Расчет необходимой валовой выручки на долгосрочный период регулирования осуществляется на основе долгосрочных параметров регулирования, к которым относятся:

• базовый уровень операционных расходов;

• индекс эффективности операционных расходов;

• инвестированного капитала;

• чистый оборотный капитал;

• норма доходности инвестированного капитала;

• срок возврата инвестированного капитала;

• уровень надежности и качества реализуемых товаров (услуг), устанавливаемый и применяемый при регулировании тарифов с даты вступления в силу методических указаний по расчету уровня надежности и качества реализуемых товаров (услуг).

Как и в методе экономически обоснованных расходов, расчет тарифа по методу RAB основан на расчете необходимой валовой выручки (НВВ). Только в отличие от метода экономически обоснованных расходов, в котором расходы на инвестиции включаются непосредственно в тариф, в системе RAB инвестиции включаются в базу инвестированного капитала и только потом включаются в тариф малыми частями. Это позволяет осуществлять масштабные инвестиции при умеренном росте тарифов.

Основные принципы новой системы тарифного регулирования:

• период регулирования - не менее 5 лет (3 года - переходный период);

• инвестированный капитал (RAB) - первоначальный капитал, соответствующий рыночной стоимости активов на начало первого периода регулирования, прирастающий на инвестиции, производимые в соответствии с согласованной инвестиционной программой, и убывающий на амортизацию (возврат) инвестированного капитала в течение срока амортизации (возврата) капитала;

• прогноз выручки на период регулирования производится на каждый год долгосрочного периода регулирования в текущих ценах, включая:

• операционные расходы (за исключением амортизации основных средств) определяются по факту прошлого года с учетом установленного РСТ темпа сокращения издержек (фактор X) на период регулирования;

• амортизация инвестированного капитала (RAB);

• возврат на инвестированный капитал с учетом нормы доходности инвестированного капитала, устанавливаемого ФСТ России в соответствии с методическими указаниями, разрабатываемыми с участием Минэкономразвития России.

Ежегодная корректировка выручки, исходя из изменения объективных показателей деятельности (индексов инфляции, неконтролируемых расходов, объемов продукции и прочее), а также соблюдения согласованной инвестиционной программы и показателей надежности и качества обслуживания.

Определение указанных тарифов осуществляется в соответствии с Методическими указаниями по расчету тарифов, ставки доходности инвестированного капитала и оценки размера инвестированного капитала в пилотных компаниях были утверждены приказом ФСТ России от 26 июня 2008 годы № 231-э.

В некоторых субъектах РФ (пилотных регионах: Белгородская, Астраханская, Тверская, Оренбургская области и Пермский край) применение метода RAB для установления тарифов на передачу электроэнергии осуществляется уже с 1 июля 2008 года (без изменения уровня тарифов в 2008 году).

Сбытовая надбавка гарантирующих поставщиков

РСТ субъектов РФ до принятия закона о бюджете субъекта РФ на очередной финансовый год устанавливают на розничном рынке сбытовые надбавки гарантирующих поставщиков. Размер таких надбавок определяется с учетом особенностей, предусмотренных Правилами розничных рынков электрической энергии.

Сбытовые надбавки устанавливаются не менее, чем на один год только для ГП и определяются в соответствии с Методическими указаниями по расчету сбытовых надбавок гарантирующих поставщиков электрической энергии, утвержденными приказом ФСТ России от 24 ноября 2006 г. № 302-э/5.

Размер сбытовой надбавки ГП рассчитывается исходя из необходимости компенсации ГП расходов, связанных с регулируемой деятельностью - поставкой электрической энергии потребителям и обеспечения экономически обоснованной прибылью.

В случае если ГП кроме регулируемой деятельности осуществляет иные виды деятельности, расходы на их осуществление и полученные доходы от этой деятельности не учитываются при расчете размера сбытовой надбавки.

В случае, если ГП в течение расчетного периода регулирования понес экономически обоснованные расходы, не учтенные при установлении размера сбытовой надбавки на расчетный период регулирования, в том числе расходы, связанные с объективным и незапланированным принятием на обслуживание новых потребителей в силу публичности договорных отношений с ними, и (или) с ростом цен на продукцию, потребляемую в течение расчетного периода регулирования, эти расходы учитываются регулирующим органом при установлении размера сбытовой надбавки на последующий расчетный период регулирования (включая расходы, связанные с обслуживанием заемных средств, привлекаемых для покрытия недостатка средств).

Выявленные по данным отчетности, не использованные в течение базового периода регулирования средства по отдельным статьям расходов учитываются регулирующими органами при установлении сбытовой надбавки на следующий период регулирования в качестве источника покрытия расходов следующего периода регулирования.

Плата за технологическое присоединение

Плата за технологическое присоединение взимается однократно в случаях присоединения впервые вводимых в эксплуатацию, ранее присоединенных реконструируемых энергопринимающих устройств, присоединенная мощность которых увеличивается, а также в случаях, при которых в отношении ранее присоединенных энергопринимающих устройств изменяются категория надежности электроснабжения, точки присоединения, виды производственной деятельности, не влекущие пересмотр величины присоединенной мощности, но изменяющие схему внешнего электроснабжения таких энергопринимающих устройств.

Размер платы за технологическое присоединение к электрическим сетям, относимым к ЕНЭС, устанавливается ФСТ России по соответствующим Методическим указаниям по определению размера платы за технологическое присоединение к электрическим сетям (приказ ФСТ России от 23.10.2007 N 277-э/7).

Плата за технологическое присоединение определяется посредством применения стандартизированных тарифных ставок. Размер платы за технологическое присоединение и (или) размер стандартизированных тарифных ставок определяются исходя из расходов на выполнение мероприятий, подлежащих осуществлению сетевой организацией в ходе технологического присоединения, включая строительство, реконструкцию объектов электросетевого хозяйства. Перечень стандартизированных тарифных ставок устанавливается Правительством РФ или уполномоченным им федеральным органом исполнительной власти.

Плата за технологическое присоединение может устанавливаться либо в соответствии с указанными принципами и порядком определения платы за технологическое присоединение, либо посредством установления размера платы ФСТ России или РСТ соответствующего субъекта РФ в порядке, установленном Правительством РФ.

Состав расходов, включаемых в состав платы за технологическое присоединение, определяется федеральным органом исполнительной власти в области регулирования тарифов.

С 1 января 2011 года включение в состав платы за технологическое присоединение инвестиционной составляющей на покрытие расходов, связанных с развитием существующей инфраструктуры, в том числе связей между объектами территориальных сетевых организаций и объектами единой национальной (общероссийской) электрической сети, за исключением расходов на строительство объектов электросетевого хозяйства от существующих объектов электросетевого хозяйства до присоединяемых энергопринимающих устройств и (или) объектов электроэнергетики, не допускается.

Более подробно об определении и применении платы за технологическое присоединение в Главе 8 настоящего пособия.