43456

ПОДХОДЫ И МЕТОДЫ ФОРМИРОВАНИЯ ТАРИФОВ НА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЮ ДЛЯ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ

Курсовая

Финансы и кредитные отношения

Современное состояние топливно-энергетического комплекса (ТЭК) во многом является следствием результатов осуществления экономических реформ. Наметившийся экономический рост в РФ требует увеличения инвестиций в субъекты экономики, важнейшим источником которых являются собственные средства предприятий, формируемые в основном за счет прибыли, на размер которой значительно влияет уровень тарифов на электроэнергию.

Русский

2013-11-06

4 MB

43 чел.

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное агентство по образованию

ГОУ ВПО «Сыктывкарский государственный университет»

Финансово-экономический факультет

Кафедра финансового менеджмента

КУРСОВАЯ РАБОТА

ПО ДИСЦИПЛИНЕ «ФИНАНСОВЫЙ МЕНЕДЖМЕНТ»

ПОДХОДЫ И МЕТОДЫ ФОРМИРОВАНИЯ ТАРИФОВ НА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЮ ДЛЯ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ

Научный руководитель                                                                              к.э.н., доцент,

                                                                                                                   А.Б. Тюрнина                                     

Исполнитель                                                                                 Студенты 446 группы:

                                                                                                                   А.И.  Потапенко,

                                                                                                            Ф. Ф. Овчинникова,

                                                                                                                    С.С. Морозов

Сыктывкар, 2012

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

  3

1 ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ФОРМИРОВАНИЯ ТАРИФОВ НА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЮ ДЛЯ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ В РФ

1.1 Основы формирования тарифов на электроэнергию для промышленных потребителей в России

  5

1.2 Особенности государственного регулирования тарифов на оптовом рынке ЭЭ

10

1.3 Участники оптового рынка как субъекты регулирования

17

2 АНАЛИЗ ФОРМИРОВАНИЯ ТАРИФОВ ДЛЯ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ В РФ

2.1 ОАО «ТГК-9» как субъект регулирования оптового рынка

23

2.2 Анализ ценовой политики, проводимой в отношении ОАО «ТГК-9» со стороны ФСТ

26

2.3 Сравнительный анализ тарифов на электроэнергию ОАО «ТГК-9» и ОАО «ОГК-3»

33

3  ПРОБЛЕМЫ, СВЯЗАННЫЕ С ЦЕНООБРАЗОВАНИЕМ НА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЮ, ПОСТАВЛЯЕМУЮ НА ОПТОВЫЙ РЫНОК В ОАО «ТГК-9», И ПУТИ ИХ РЕШЕНИЯ

36

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

50

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ И ИСТОЧНИКОВ

52

ПРИЛОЖЕНИЯ

55

ВВЕДЕНИЕ

Экономика государства представляет собой интегрированную экономическую систему, целью которой является повышение эффективности деятельности входящих в нее элементов за счет системного эффекта. Он может достигаться путем координации финансовых рычагов взаимодействия всех участников. К их числу можно отнести: цены, рентабельность, структуру затрат, налоговые поступления.

Активное влияние на эффективность функционирования и развития субъектов системы оказывает уровень тарифов и цен. Он определяет эффективность функционирования и развития всей национальной экономики. На него существенно влияет стоимость всех видов ресурсов, задействованных в хозяйственной деятельности предприятий.

Для поддержания сложившихся в экономике РФ сравнительно высоких темпов роста ВВП и объемов промышленного производства, необходимо увеличить объемы инвестиций в производственный сектор экономики для ее модернизации и повышения энергоэффективности. Это позволит производить конкурентоспособную на мировом рынке продукцию. Учитывая климатические условия РФ и ее регионов, вопрос оценки инвестиционной привлекательности предприятий и обоснования факторов ее повышения является актуальным в проблеме инвестиционного менеджмента и модернизации экономики Севера.

Актуальность темы исследования. Именно электроэнергетика является одной из важнейших отраслей народного хозяйства, влияющих на экономическое и социальное развитие регионов страны путем установления тарифов на электроэнергию для промышленных потребителей.

Современное состояние топливно-энергетического комплекса (ТЭК) во многом является следствием результатов осуществления экономических реформ. Наметившийся экономический рост в РФ требует увеличения инвестиций в субъекты экономики, важнейшим источником которых являются собственные средства предприятий, формируемые в основном за счет прибыли, на размер которой значительно влияет уровень тарифов на электроэнергию. Однако необоснованный рост тарифов на электроэнергию в этом случае может привести к сдерживанию темпов наметившегося экономического роста.

Таким образом, высокая научная хозяйственная значимость влияния тарифов на электроэнергию для промышленных потребителей на инвестиционный потенциал предприятий-потребителей и экономического развития региона и страны в итоге наряду с необходимостью применения адекватных подходов и методов их формирования обусловили актуальность выбранной темы, постановку цели и задач данного исследования.

Объектом исследования выступает ОАО «Территориальная генерирующая компания № 9» (ОАО «ТГК-9»).

Предмет анализа – подходы и методы формирования тарифов на электроэнергию для промышленных потребителей.

Цель работы – изучить подходы и методы формирования тарифов на электроэнергию на оптовом рынке и выявить влияние перехода с метода экономически обоснованных затрат к методу индексации для генерирующих компаний, иных субъектов оптового рынка и промышленных потребителей.

Для достижения цели необходимо решить следующие задачи:

– рассмотреть основы формирования тарифов для промышленных потребителей в России;

– изучить особенности государственного регулирования тарифов на оптовом рынке электроэнергии;

– изучить участников оптового рынка как субъектов регулирования;

– рассмотреть ОАО «ТГК-9» как субъект регулирования оптового рынка;

– исследовать ценовую политику Федеральной службы по тарифам в отношении ОАО «ТГК-9»;

– провести сравнительный анализ цен (тарифов) на электроэнергию ОАО «ТГК-9» и ОАО «ОГК-3»;

– выявить проблемы, связанные с ценообразованием на электроэнергию для промышленных потребителей в ОАО «ТГК-9», и пути их решения.

Данная работа состоит из трех глав.

В первой главе описаны теоретические моменты формирования тарифов на электроэнергию для промышленных потребителей в РФ и их государственное регулирование на оптовом рынке электроэнергии, а также рассмотрены субъекты оптового рынка электроэнергии.

Во второй главе проведен анализ формирования тарифов для промышленных потребителей в РФ. В рамках данной главы компания «ТГК-9» рассмотрена в качестве субъекта регулирования оптового рынка, также проведен анализ ценовой политики в отношении ОАО «ТГК-9» со стороны Федеральной службы по тарифам и сравнительный анализ цен (тарифов) на электроэнергию ОАО «ТГК-9» и ОАО «ОГК-3».

Третья глава содержит описание выявленных проблем, связанных с ценообразованием на электроэнергию для промышленных потребителей в ОАО «ТГК-9» и будут представлены пути преодоления выявленных проблем.


1 ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ФОРМИРОВАНИЯ ТАРИФОВ НА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЮ ДЛЯ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ В РФ

  1.  Основы формирования тарифов на электроэнергию для промышленных потребителей в России

Электроэнергетика – отрасль экономики РФ, включающая в себя комплекс экономических отношений, возникающих в процессе производства (в т. ч. производства в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии), передачи электроэнергии, оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике, сбыта и потребления электроэнергии с использованием производственных и иных имущественных объектов (в т. ч. входящих в Единую энергетическую систему РФ), принадлежащих субъектам электроэнергетики или иным лицам.

Одна из главных специфических особенностей электроэнергетики состоит в том, что ее продукция в отличие от остальных отраслей промышленности не может накапливаться или складироваться для последующего использования: производство электроэнергии (далее – ЭЭ) в каждый момент времени должно соответствовать размерам потребления (с учетом потерь в сетях). Поэтому оборудование станций д. б. всегда готово к периодическому изменению нагрузки потребителей в течении дня или года. Вторая особенность — универсальность ЭЭ: она обладает одинаковыми свойствами независимо от того, каким образом она была произведена – на тепловых, гидравлических, атомных или каких-либо иных электростанциях, и м. б. использована любым потребителем. Передача ЭЭ, в отличие от других энергетических ресурсов, осуществляется мгновенно.

Под генерацией ЭЭ понимается процесс преобразования различных видов энергии в электрическую на индустриальных объектах, называемых электрическими станциями. Топливом для электрических станций служат природные богатства – уголь, торф, вода, ветер, солнце, атомная энергия и др.

В зависимости от вида преобразуемой энергии электростанции м. б. разделены на следующие основные типы: тепловые, атомные, гидроэлектростанции, гидроаккумулирующие, газотурбинные, а также маломощные электрические станции местного значения – ветряные, солнечные, геотермальные, морских приливов и отливов, дизельные и др.

Электрическую энергию, вырабатываемую на электростанциях, необходимо передать в места её потребления, прежде всего в крупные промышленные центры страны, которые удалены от мощных электростанций на многие сотни, а иногда и тысячи километров. Но электроэнергию недостаточно передать. Её необходимо распределить среди множества разнообразных потребителей – промышленных предприятий, транспорта, жилых зданий и т.д. Передачу ЭЭ на большие расстояния осуществляют при высоком напряжении (до 500кВт и более), чем обеспечиваются минимальные электрические потери в линиях электропередачи и получается большая экономия материалов за счёт сокращения сечений проводов. Поэтому в процессе передачи и распределения ЭЭ приходится повышать и понижать напряжение. Этот процесс выполняется посредством электромагнитных устройств, называемых трансформаторами. Трансформатор не является электрической машиной, т.к. его работа не связана с преобразованием ЭЭ в механическую и наоборот; он преобразует лишь напряжение ЭЭ. Промежуточным звеном для передачи ЭЭ от трансформаторных подстанций к приёмникам ЭЭ являются электрические сети.

Распределение ЭЭ производится с помощью электропроводок – совокупности проводов и кабелей с относящимися к ним креплениями, поддерживающими и защитными конструкциями. [13]

На сегодняшний день, когда вертикально-интегрированные структуры АО-энерго реорганизованы, и их место заняли новые субъекты розничного рынка ЭЭ, промышленные потребители должны заключать договора на поставку или куплю-продажу ЭЭ с энергосбытовыми организациями.

Потребитель, желающий снизить стоимость приобретаемой ЭЭ путем ее покупки на оптовом рынке ЭЭ с помощью независимой энергосбытовой организации, должен проанализировать, соответствует ли его потребление требованиям оптового рынка. Затем ему необходимо выбрать надежную и экономически привлекательную энергосбытовую организацию и рассчитать срок окупаемости системы коммерческого учета ЭЭ, создание которой обязательно для организации электроснабжения с ОР ЭЭ. [17]

Основными критериями выбора электроснабжающей организации являются:

  •  прозрачность расчетов организации с потребителем, который должен видеть всю первичную информацию, имеющуюся у энергосбытовой организации;
  •  организация должна входить как минимум в число крупнейших организаций;
  •  размер сбытовой надбавки.

Электроэнергия, в силу специфики ее производства и реализации, выступает в форме товара или услуги. Известно, что цена за услугу называется тарифом. Однако по экономической природе, цена на электроэнергию находится между тарифом на услугу и ценой на материальные блага.

Формирование тарифа на электроэнергию зависит от различных факторов, как внешних, так и внутренних, которые отражаются в его дифференциации. На уровень тарифа на электроэнергию влияют:

1) источники энергии (стоимость ресурсов, используемых для производства ЭЭ). Как известно, наиболее дешевыми источниками являются гидроресурсы. Но и здесь, как и в других источниках, дифференциация идет по структуре генерирующих мощностей;

2) степень технического и технологического развития генерирующих предприятий на региональном уровне. Техническая оснащенность и фондовооруженность таких предприятий, как правило, формируется в технологической взаимосвязи с предприятиями электрических сетей и потребителями ЭЭ. Чем выше экономическая эффективность деятельности генерирующих и электропередающих звеньев региональной энергосистемы, тем ниже тариф на электроэнергию;

3) уровень развития самостоятельных генерирующих, энергопередающих и иных систем (в рамках единой энергосистемы РФ) влияет на оперативность взаимосвязи м/у региональными энергосистемами по перетокам ЭЭ, что, несомненно, отражается на уровне тарифа.

Зависимость расходов на производство и реализацию ЭЭ от качественных характеристик потребителей создает необходимость дифференциации тарифов по их категориям. В настоящее время для учета этой дифференциации применяются одноставочные и двухставочные тарифы.

Одноставочный тариф формируется как обычная цена за кВТ/ч ЭЭ (формула (1)). Используется для расчетов с потребителями, объективно не имеющими возможность влиять на режим энергопотребления. К этой категории потребителей относятся: население, бытовые организации, мелкие промышленные потребители малой мощности (до 750 кВ), электрифицированный городской транспорт, предприятия с/х.

Двухставочный тариф учитывает, кроме платы за энергию, степень использования потребителем заявленной максимальной нагрузки – наибольшей получасовой мощности, отпускаемой потребителю в часы максимальных нагрузок энергосистемы. Т. о., двухставочный тариф включает тарифную ставку за объем потребляемой ЭЭ и тарифную ставку за заявленную максимальную мощность:

,                                                              (1)

,                                             (2)

где Tодстэ ,Тдвстэ – одноставочный и двухставочный тариф, соответственно; bw – тарифная ставка за 1 кВт/ч потребленной ЭЭ; an – тарифная ставка за 1 кВт/ч присоединенной мощности; Nmax – максимальная заявленная мощность; Wэ – объем потребляемой ЭЭ.

Тарифная плата при расчетах с потребителями по одноставочному тарифу включает:

,                                                             (3)

по двухставочному тарифу:

,                                  (4)

По договорным соглашениям м/у энергосистемой и потребителем м. б. установлен средний тариф с учетом дифференциации тарифных ставок по зонам суточного графика загрузки энергосистемы – пиковых максимумов, полупиковых нагрузок и часов ночного провала графиков нагрузки. Кроме того, во взаимоотношениях энергосистемы с потребителями практикуется система скидок и надбавок к тарифу за качество потребления ЭЭ. Эта система увязана со значением коэффициента мощности – Км.

,                                                                       (5)

где: Nисп – уровень используемой потребителем мощности; Nmax – значение максимально заявленной потребителем нагрузки (мощности).

При значении Км > 0,92 устанавливается шкала скидок, а при его уровне ниже 0,9 – шкала надбавок к тарифной ставке за заявленную нагрузку. [15]

Также существуют тарифы, дифференцируемые по трем и по двум зонам суток (имеющие ночную, полупиковую, пиковую и ночную и пиковую зоны соответственно). Данные тарифы зависят от отрасли и технологического процесса промышленного предприятия.

Т. о., в современном энергетическом хозяйстве страны существует дифференцированная по потребителям и производителям ЭЭ тарифная система, которая характеризуется существенной степенью свободы цен. Это соответствует принципам рыночной экономики и в большей степени учитывает особенности производственных взаимоотношений электроэнергетики, чем ранее существовавшая система единых для всех регионов РФ тарифов.

В результате реформы РАО ЕЭС России большая часть генерирующих активов страны сосредоточилась в 6 тепловых генерирующих компаниях оптового рынка (ОР) ЭЭ (ОГК), федеральной гидрогенерирующей компании ОР (ОАО «Русгидро»), 14 территориальных генерирующих компаниях (ТГК) и государственном концерне «Росэнергоатом». Магистральными высоковольтными линиями электропередачи управляет принадлежащая государству Федеральная сетевая компания (ОАО «ФСК»). Государственные пакеты акций межрегиональных распределительных сетевых компаний (МРСК) переданы ОАО «Холдинг МРСК». Диспетчерское управление единой энергосистемой РФ осуществляет системный оператор (ОАО «СО ЕЭС»). В числе крупных компаний отрасли следует также упомянуть контролируемые государством вертикально-интегрированный холдинг ОАО «РАО ЭС Востока», объединяющий генерацию, распределение и сбыт ЭЭ дальневосточных регионов, и ОАО «Интер РАО ЕЭС», являющуюся оператором экспорта-импорта ЭЭ, а также владеющую рядом генерирующих активов в РФ и за рубежом. [23]

Однако и современная система ценообразования в энергетике не была до недавнего времени лишена недостатков, которые влияют как на экономическое положение потребителей, так и энергетики в целом. Дифференциация тарифов по группам потребителей не соответствовала реальным затратам на их энергоснабжение. Региональные экономические комиссии почти всех регионов РФ устанавливали тарифы на электроэнергию для крупных потребителей значительно выше, чем для всех остальных групп.

Конечная стоимость ЭЭ для потребителя складывается из 4х крупных составляющих. Львиная доля (порядка 60%) приходится на покупку ЭЭ у генераторов, еще 8-9% – на оплату услуг ФСК, эксплуатирующей высоковольтные линии электропередачи, порядка 23-28% забирают распределительные сети, а оставшиеся проценты достаются сбытовикам. Если 60%-я доля «плавающая», то остальные не меняются в течение года. За 2008-2010гг. после завершения реформирования РАО «ЕЭС России» цены на электроэнергию для конечных потребителей выросли более чем на 100% без улучшений качества и надежности энергоснабжения. Рост тарифов на передачу по сетям за 3 года составил 75%. Рост оптовой цены генерации (энергия + мощность) за 3 года составил 130%. В 2010г. тарифы на электроэнергию для промышленных потребителей выросли на 7,6% (в 2009г. на19%). [17]

Т. о., цены на электроэнергию для конечных потребителей в ближайшие 3 года могут вырасти еще более чем на 100% к уровню 2010г.

Удельные же затраты генерирующего предприятия на обеспечение энергией крупных потребителей значительно ниже (почти в 2 раза), чем населения, с/х или мелких потребителей.

Высокие энергетические тарифы для крупных производственных потребителей приводили не только к росту цен на ТП, а также в условиях современного экономического развития РФ к росту неплатежей за электроэнергию, но и негативно влияли на показатели деятельности предприятий, их инвестиционный и инновационный потенциал. [15]

Как было отмечено выше, в энергетике есть производители, транспортировщики и продавцы ЭЭ. Производители производят и продают электричество. Сетевые компании, в свою очередь, доставляют электроэнергию потребителям. Сбытовые организации продают ее предприятиям и населению. Совокупность электростанций, электрических и тепловых сетей, связанных м/у собой в процессе производства, преобразования и распределения ЭЭ и теплоты при общем управлении, образует энергетическую систему (ЭС). Несколько ЭС образуют объединенную ЭС.

В 2006-2007гг. в результате реформ ОАО «АЭК «Комиэнерго» было разделено на генерацию (сегодня это филиал ОАО «ТГК-9» «Коми»), энергосбыт (ОАО «Коми энергосбытовая компания»), предприятие, обслуживающее магистральные сети (филиал ФСК ЕЭС «МЭС Северо-Запада»), предприятие, управляющее сетями (ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС») и предприятие, осуществляющее транспортировку ЭЭ в РК – ОАО «МРСК Северо-Запада» в лице филиала «Комиэнерго» (ПРИЛОЖЕНИЕ 1, Рисунок 1). [22]

Соответственно, сегодня конечный тариф для потребителя включает в себя такие составляющие (ПРИЛОЖЕНИЕ 1, Рисунок 2):

  •  Покупку ЭЭ на ОР. Производители ЭЭ (ГРЭС, ТЭЦ) продают вырабатываемую электроэнергию на так называемом ОР ЭЭ.
  •  Услуги по передаче ЭЭ до потребителя, состоящие из 2х направлений:

– передачи ЭЭ по сетям высокого напряжения от производителей (ГРЭС, ТЭЦ) до городов и районов РК (функция осуществляется Федеральной сетевой компанией ОАО «ФСК ЕЭС»);

– передачи ЭЭ от магистральных сетей высокого напряжения непосредственно к потребителям. Этим в регионе занимаются 17 сетевых компаний, крупнейшая из которых это филиал ОАО «МРСК Северо-Запада» – «Комиэнерго» (80% транспорта ЭЭ). Для каждой из компаний утверждается отдельный индивидуальный тариф в зависимости от стоимости содержания сетей.

  •  Энергосбытовой надбавки. Сбытовые компании покупают электроэнергию у производителей, оплачивают ее транспортировку и продают потребителям.

Таблица тарифов на ЭЭ для промышленных потребителей представлена в Приложении 1 (Таблица 1).

Составляющая Комиэнерго в тарифе не самая большая. Лишь 22,6% от произведенных потребителями платежей идет «Комиэнерго». Основная составляющая тарифа (50%) – это стоимость покупки ЭЭ на ОР (по цене, устанавливаемой ОАО «ТГК-9» и иными генерирующими компаниями), и она в первую очередь влияет на изменение конечного тарифа для потребителя, в частности для промышленных предприятий. Но как видно, ОАО «ТГК-9» является всего лишь звеном в целой системе электроэнергетики.

Однако изучение ценовой политики проводимой в отношении участников рынка ЭЭ и ОАО «ТГК-9» в частности со стороны Федеральной службы по тарифам (далее – ФСТ), позволит сделать выводы о влиянии как доли ОАО «ТГК-9» в цене на ЭЭ для промышленных потребителей, так и конечного тарифа на энергоэффективность и инвестиционный потенциал предприятий.

  1.  Особенности государственного регулирования тарифов на оптовом рынке ЭЭ

В настоящее время в уже реформированной РАО ЕЭС России сформирован и получает развитие Федеральный ОР ЭЭ и мощности для энергоемких потребителей (ФОРЭМ). Основной его задачей является объединение на ОР крупных производителей (генерирующие компании, операторы экспорта/импорта ЭЭ, сбытовые организации, сетевые компании (в части приобретения ЭЭ для покрытия потерь при передаче)) и крупных потребителей ЭЭ и формирование оптимального энергетического тарифа на основе объемов и затрат производства и реализации энергии. Создание ФОРЭМ должно обеспечить справедливые цены и более целенаправленный контроль расчетов за потребленную электроэнергию промышленными потребителями, а также положительно повлиять на их конечные финансовые результаты. Правила функционирования ОР ЭЭ и мощности регламентируются постановлением Правительства РФ от 27.12.2010 №1172 и Договором «О присоединении к торговой системе оптового рынка».

ОР ЭЭ и мощности функционирует на территории регионов, объединенных в ценовые зоны. В 1ю ценовую зону входят территории Европейской части РФ и Урала, во 2ю – Сибирь. В неценовые зоны включенные регионы (Архангельская и Калининградская области, Республика Коми, регионы Дальнего Востока), где по технологическим причинам организация рыночных отношений в электроэнергетике пока невозможна (ПРИЛОЖЕНИЕ 1, Рисунок 3). [16]

Торговля электроэнергией и мощностью на территориях неценовых зон ОР осуществляется по тарифам или в рамках предельных (минимальных или максимальных) уровней тарифов на ЭЭ (мощность), определенным исходя из регулируемых тарифов, установленных для поставщиков. При определении регулируемых тарифов для поставщиков на территориях неценовых зон может применяться любой из методов регулирования. [3]

Поскольку РК входит в неценовую зону ОР, то для поставщиков данного региона, ФСТ устанавливает регулируемые тарифы на электрическую энергию (мощность) для каждой из электростанций, с использованием которых указанный поставщик участвует в торговле электроэнергией (мощностью) на ОР.

На данный момент в РК работающие в сфере энергетики компании направляют в Службу РК по тарифам материалы с информацией о своих производственных затратах на текущую деятельность и развитие. После проверки заявленных расчетов на предмет их экономической обоснованности Служба РК по тарифам в соответствии с законодательством устанавливает тарифы на электроэнергию. В процессе формирования цен на электроэнергию энергетики принимают минимальное участие (отправляют лишь тарифную заявку в службу по тарифам).

Для исследования темы данной курсовой работы необходимо более подробно рассмотреть 3 основных сектора ОР ЭЭ и мощности – сектор  двусторонних договоров, сектор конкурентного отбора ценовых заявок, сектор отклонений.

Сектор двусторонних договоров – торговля ЭЭ осуществляется по регулируемым (РД) и свободным двусторонним договорам (СДД).

Регулируемые договора (далее – РД) торговля ЭЭ (мощностью) осуществляется по регулируемым ценам (тарифам) на основании регулируемых договоров купли-продажи ЭЭ и мощности.

Схема прикрепления контрагентов и графики поставки по РД определяются ОАО «АТС» таким образом, чтобы совокупная стоимость базовых объемов ЭЭ и мощности, определенная по РД, не превышала стоимости поставки базовых объемов, определенной исходя из индикативных цен (тарифов) потребителей.

Функционирование системы РД основывается на следующих положениях:

  •  в соответствии с заключенными РД продаются (покупаются) 2 товара – электроэнергия и мощность;
  •  цены на электрическую энергию и мощность по каждому РД устанавливаются равными тарифами на электроэнергию и мощность поставщика;
  •  поставщик обязан поставить договорной объем мощности, ЭЭ, произведенной самостоятельно, или (только для ЭЭ) купленной на рынке – по конкурентным ценам на рынке на сутки вперед или по СДД. Покупатель обязан оплатить договорной объем вне зависимости от величины собственного планового потребления;
  •  РД заключаются покупателями и поставщиками на основе стандартной формы, утверждаемой НП «Совет рынка» и являющейся приложением к договору о присоединении к торговой системе ОР;
  •  итоговая стоимость мощности по РД рассчитывается с учетом снижения стоимости мощности, вызванного невыполнением в полном объеме обязательств по поддержанию готовности генерирующего оборудования к выработке ЭЭ.

Свободные двусторонние договоры (далее – СДД) – торговля электроэнергией по свободным (нерегулируемым) ценам на основании договоров купли-продажи ЭЭ. Заключаемые СДД купли-продажи ЭЭ имеют следующие особенности:

  •  участники ОР самостоятельно определяют цены и объем поставки ЭЭ по СДД купли-продажи;
  •  в порядке, определенном договором о присоединении к торговой системе ОР, поставщики и покупатели ЭЭ, заключившие СДД купли-продажи ЭЭ, обязаны оплачивать разницу между равновесными ценами в группах точек поставки покупателя и продавца ЭЭ по каждому договору;
  •  поставщик, заключивший СДД, обязан поставить покупателю ЭЭ в определенном в договоре объеме по установленной договором цене путем включения всего (части) этого объема в плановое почасовое производство и/или приобрести электроэнергию на ОР;
  •  каждый покупатель (поставщик) вправе купить (продать) электрическую энергию по СДД купли-продажи ЭЭ исключительно у участников ОР, функционирующих в границах соответствующей ценовой зоны;
  •  СДД, а также их изменения регистрируются ОАО «АТС» в порядке, определенном договором о присоединении к торговой системе ОР, с целью их учета при определении обязательств (требований) участников ОР;
  •  в обеспечение объемов поставки ЭЭ в рамках СДД, электроэнергия д. б. куплена на рынке на сутки вперед.

Товарная биржа электроэнергетики «АРЕНА» предоставляет услуги участникам торгов по заключению СДД.

Биржевые двусторонние договоры купли-продажи ЭЭ совершаются м/у поставщиками и покупателями при совпадении условий 2х встречных заявок, подаваемых участниками.

По окончании торгов на расчетный период (месяц) торговая система биржи формирует договор купли-продажи ЭЭ, в котором раскрываются стороны договора.

Также на ОР ЭЭ и мощности выделяют сектор конкурентного отбора ценовых заявок, в состав которого входит торговля ЭЭ и мощностью на основе конкурентного отбора мощности и конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед.

При конкурентном отборе мощности (далее – КОМ) торговля мощностью осуществляется по свободным (нерегулируемым) ценам, определяемым по результатам конкурентного отбора ценовых заявок на продажу мощности. Общество подает ценовые заявки на продажу мощности для участия в конкурентном отборе мощности в отношении мощности генерирующего оборудования, учтенного в прогнозном балансе на соответствующий календарный год. До 2007г. размер ежемесячной платы за единицу мощности, указываемый в ценовой заявке на продажу мощности, подаваемой в отношении мощности генерирующего оборудования, учтенного в прогнозном балансе на год по состоянию на 1 января этого года, не может превышать предельный уровень, равный регулируемой цене (тарифу) на мощность, установленной ФСТ России в отношении такого генерирующего оборудования на рассматриваемый календарный год.

Ценовая заявка на продажу мощности, подаваемая в отношении мощности генерирующего оборудования, введенного в эксплуатацию после 2007г, должна соответствовать требованию об экономической обоснованности размера ежемесячной платы за единицу мощности, определяемому договором о присоединении к торговой системе ОР.

Порядок установления факта соответствия (несоответствия) ценовой заявки на продажу мощности требованию об экономической обоснованности размера ежемесячной платы за единицу мощности, а также приведения заявок на продажу мощности в соответствие с этим требованием определяется договором о присоединении к торговой системе ОР.

По результатам конкурентного отбора мощности определяются:

  •  перечень участников ОР, осуществляющих в соответствующем календарном году поставку мощности;
  •  перечень генерирующего оборудования, прошедшего КОМ, с указанием зон свободного перетока;
  •  объемы мощности и свободные (нерегулируемые) цены, определенные по результатам конкурентного отбора ценовых заявок на продажу мощности.

Для обеспечения купли/продажи ЭЭ в КОМ заключаются договоры купли-продажи и комиссии с унифицированной стороной – ЗАО «ЦФР».

По результатам КОМ каждый поставщик имеет также обязательство поддерживать свое генерирующее оборудование в постоянной готовности к производству ЭЭ.

С целью выполнения своих обязательств по качеству мощности Обществом заключаются соглашения об обеспечении передачи мощности участниками ОР – поставщиками ЭЭ и мощности со всеми поставщиками – участниками ОР ЭЭ и унифицированной стороной ЗАО «ЦФР».

Конкурентный отбор ценовых заявок на сутки вперед осуществляется на ОР на сутки вперед (далее – РСВ). Торговля ЭЭ в данном секторе ОР осуществляется по свободным (нерегулируемым) ценам, определяемым путем конкурентного отбора ценовых заявок покупателей и поставщиков, осуществляемого за сутки до начала поставки. Основой рынка на сутки вперед является проводимый ОАО «АТС» конкурентный отбор ценовых заявок на сутки вперед с определением часовых равновесных узловых цен и объемов поставки (покупки).

Функционирование РСВ строится на следующих принципах:

  •  продаются объемы ЭЭ, незапланированные в РД  и являющиеся результатом краткосрочного планирования производства и потребления;
  •  покупаются «недостающие» объемы ЭЭ по РД, а также объемы ЭЭ, используемые поставщиками для исполнения своих обязательств по РД, не собственным производством, а с помощью иных поставщиков;
  •  покупаются объемы ЭЭ в обеспечении поставки ЭЭ в рамках свободного договора купли-продажи ЭЭ и мощности (СДЭМ), договоров поставки на розничный рынок, а также осуществляется покупка ЭЭ сверхплановых объемов потребления ЭЭ для собственных нужд;
  •  специальное ПО рассчитывает оптимальные почасовые равновесные цены (узловые цены), объемы производства и потребления с учетом заданных ограничений и технологических потерь;
  •  для участия в РСВ генераторы подают ежесуточные почасовые заявки на всю установленную мощность генерирующего оборудования, включенного системным оператором в работу. В отношении объемов ЭЭ, соответствующих техническим минимумам электростанций, участники подают ценопринимающие заявки;
  •  на основании результатов конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед системный оператор планирует электроэнергетические режимы и режимы работы поставщиков и покупателей ЭЭ на следующий день;
  •  для обеспечения купли/продажи ЭЭ в РСВ заключаются договоры купли-продажи и комиссии с унифицированной стороной – ЗАО «ЦФР».

На ОР в рамках регулируемого сектора раньше осуществлялась купля-продажа  отклонений  м/у фактическим и запланированным производством (потреблением)  ЭЭ  по утвержденным тарифам (сектор   отклонений). C 20 октября 2005г.  сектор   отклонений  был заменен балансирующим рынком. [24]

Балансирующий рынок (далее – БР) – торговля ЭЭ по свободным (нерегулируемым) ценам, определяемым путем конкурентного отбора заявок поставщиков и участников с регулируемым потреблением, осуществляемого не позднее чем за час до поставки ЭЭ в целях формирования сбалансированного режима производства и потребления ЭЭ.

Это рынок, на котором торгуются заявки на текущее производство или потребление на час вперед до фактического производства/потребления. На БР торговля ЭЭ осуществляется на следующих принципах:

  •  в торгах на БР используются ценовые заявки участников, поданные на РСВ;
  •  на торги выставляются объемы отклонений фактического производства/потребления от запланированного по результатам торгов на РСВ;
  •  на торги выставляются объемы ЭЭ, поданные с помощью оперативных ценопринимающих заявок на изменение плановых объемов производства;
  •  объемы ЭЭ на БР оплачиваются по индикаторам и/или ценам на балансирование вверх (вниз);
  •  для обеспечения купли/продажи ЭЭ на БР заключаются договоры купли-продажи и комиссии с унифицированной стороной – ЗАО «ЦФР».

Государственное регулирование тарифов на ЭЭ на потребительском рынке осуществляется посредством установления экономически обоснованных тарифов на ЭЭ (мощность) и тарифов на услуги, оказываемые на указанном рынке.

Регулирование тарифов на ЭЭ производится по инициативе энергоснабжающей организации или инициативе регулирующего органа.

В соответствии с Постановлением Правительства РФ от 29.12.2011г. № 1178 «О ценообразовании в области регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике» при регулировании тарифов применяются метод экономически обоснованных расходов (затрат), метод индексации тарифов, метод сравнения аналогов, метод доходности инвестированного капитала и метод долгосрочной индексации необходимой валовой выручки (НВВ).

Выбор метода регулирования в отношении каждой организации, осуществляющей регулируемую деятельность, производится регулирующим органом с учетом положений указанного выше Постановления.

В соответствии с ФЗ РФ от 26.03.2003г. №35 «Об электроэнергетике» при государственном регулировании цен (тарифов) должны соблюдаться следующие основные принципы:

  •  определение экономической обоснованности планируемых (расчетных) с/с и прибыли при расчете и утверждении цен (тарифов);
  •  обеспечение экономической обоснованности затрат коммерческих организаций на производство, передачу и сбыт ЭЭ;
  •  учет результатов деятельности организаций, осуществляющих регулируемые виды деятельности, по итогам работы за период действия ранее утвержденных цен (тарифов);
  •  учет соблюдения требований законодательства об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности, в том числе требований о разработке и реализации программ в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности, требований к организации учета и контроля используемых энергетических ресурсов, сокращению потерь энергетических ресурсов;
  •  обеспечение открытости и доступности для потребителей, в т. ч. населения, процесса тарифного регулирования;
  •  обязательный раздельный учет организациями, осуществляющими регулируемые виды деятельности, объема продукции (услуг), доходов и расходов на производство, передачу и сбыт ЭЭ.

Регулирование тарифов (цен) основывается на принципе обязательности раздельного учета организациями, осуществляющими регулируемую деятельность, объемов продукции (услуг), доходов и расходов по производству, передаче и сбыту ЭЭ в соответствии с законодательством РФ.

При регулировании тарифов могут устанавливаться:

  •  тарифы (фиксированные размеры тарифов на единицу продукции, работ, услуг);
  •  предельные минимальные и (или) максимальные уровни тарифов.

Указанные тарифы и предельные уровни тарифов могут устанавливаться с календарной разбивкой, а также с разбивкой по категориям потребителей с учетом региональных и иных особенностей.

С 1.01.2011г. согласно закону «Об электроэнергетике» поставка ЭЭ для всех групп потребителей (кроме населения и приравненных к нему категорий) осуществляется по свободным ценам в полном объеме. С либерализацией рынка закончился переходный период реформирования электроэнергетики. Отныне цены на электрическую энергию (мощность) на оптовом рынке подлежат минимальному государственному регулированию.

Необходимо подчеркнуть, что механизм свободного ценообразования не затрагивает население и приравненные к нему категории потребителей.

Поскольку свободная цена на электроэнергию диктует более рациональный подход к ее использованию, то для каждой компании приобретает особую актуальность вопрос энергосбережения. Прогнозирование электропотребления, введение современных систем учета, в частности АСКУЭ (автоматизированных систем коммерческого учета энергии), проведение энергосберегающих мероприятий позволяют снизить затраты на электроэнергию.

Также следует отметить, что на ОР одновременно действуют следующие механизмы определения складывающихся под воздействием спроса и предложения рыночных цен на ЭЭ и мощность:

  •  производимое с учетом технологических и сетевых ограничений, необходимости обеспечения равенства финансовых обязательств и требований участников рынка определение коммерческим оператором ОР цен покупки и продажи ЭЭ и мощности за расчетный период на основании равновесных цен на ЭЭ и цен на мощность, определяемых по результатам отбора:
  •  в отношении ЭЭ – ценовых заявок поставщиков ЭЭ и ценовых заявок покупателей ЭЭ и (или) прогнозируемого системным оператором спроса на ЭЭ;
  •  в отношении мощности – ценовых заявок поставщиков мощности в пределах объема спроса на мощность в соответствующий календарный год, прогнозируемого системным оператором с учетом заявок покупателей электрической мощности, осуществляющих самостоятельное планирование потребности в электрической мощности;
  •  самостоятельное определение цен на ЭЭ и (или) мощность сторонами двусторонних договоров купли-продажи ЭЭ и (или) купли-продажи мощности.

Равновесная цена ЭЭ определяется на основании ценовых заявок поставщиков и ценовых заявок покупателей ЭЭ соответствующей ценовой зоны с учетом необходимости обеспечения перетоков ЭЭ. [1]

Однако РК входит в неценовую зону, и на ОР тарифы на ЭЭ в неценовых зонах устанавливаются ФСТ, генераторы (ОАО «ТГК-9» в частности) представляют лишь тарифные заявки (с обоснованиями) на следующий календарный год в ФСТ до 15 мая текущего года, которые рассматриваются на совещании в Москве представителями ФСТ и ОАО «ТГК-9» (в данном случае). Далее проходит корректировка и утверждение уровней тарифов на ЭЭ, поставляемую на ОР.

Либерализация цен на ЭЭ имеет неоднозначный эффект на развитие регионов страны. Ведь новая методология формирования тарифов на ЭЭ для промышленных потребителей может затронуть и неценовые зоны, привести к росту тарифов, а следовательно и к увеличению затрат на данный вид ресурса со стороны промышленных предприятий. Это негативно скажется на конечном финансовом результате данных организаций и их энергоэффективности. Что не замедлит неблагоприятно отразиться на инвестиционном климате многих субъектов РФ.

Хотя в РК и сохраняется своего рода регулирование цен на ЭЭ для промышленных потребителей со стороны ФСТ, но и оно претерпевает изменения. Это также может существенно сказаться на прибылях промышленных предприятий, их инвестиционном потенциале. Итогом станет влияние описанных выше изменений на инвестиционный климат РК и ее дальнейшее развитие.

Поэтому в следующих разделах данной работы будет рассмотрена деятельность компании «ТГК-9» на ОР ЭЭ и оценены последствия ее выхода на ОР для промышленных потребителей и их инвестиционный потенциал.

1.3 Участники оптового рынка как субъекты регулирования

Федеральный оптовый рынок электрической энергии и мощности (ФОРЭМ) – сфера обращения особого товара – ЭЭ (мощности) в рамках ЕЭС России в границах единого экономического пространства РФ с участием крупных производителей и покупателей ЭЭ, получивших статус субъектов ФОРЭМ и действующих на основе его правил.

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

В состав субъектов ОР входят участники обращения ЭЭ и (или) мощности: поставщики ЭЭ (генерирующие компании) и покупатели ЭЭ (энергосбытовые организации, крупные потребители ЭЭ, гарантирующие поставщики), получившие статус субъектов ОР в порядке, установленном ФЗ РФ № 35 «Об электроэнергетике», совет рынка, коммерческий оператор и иные организации, обеспечивающие в соответствии с правилами ОР и договором о присоединении к торговой системе ОР функционирование коммерческой инфраструктуры ОР, организации, обеспечивающие функционирование технологической инфраструктуры ОР (организация по управлению единой национальной электрической сетью, системный оператор).

Организация ОР основана на саморегулировании деятельности его участников, в т. ч. посредством участия совета рынка в разработке правил ОР и формировании постоянно действующей системы контроля за соблюдением указанных правил.

Деятельность субъектов ОР в целях обеспечения им равных условий регулируется правилами ОР.

Продавцами ЭЭ и мощности на ОР являются генерирующие компании – оптовые генерирующие компании (ОГК) и территориальные генерирующие компании (ТГК). Данные компании занимаются производством, передачей и реализацией ЭЭ и мощности.

Все ОГК поставляют выработанную ЭЭ на единый ОР.  Каждая ТГК в результате реформирования электроэнергетики объединила электростанции нескольких соседних регионов, не вошедших в ОГК, преимущественно теплоэлектроцентрали, вырабатывающие и ЭЭ, и тепло. Эти компании не только продают ЭЭ и снабжают теплом потребителей своих регионов, но зачастую выходят и на ОР.

Современный электроэнергетический комплекс РФ включает около 600 электростанций единичной мощностью свыше 5 МВт. Общая установленная мощность электростанций РФ составляет 218 145,8 МВт. Установленная мощность парка действующих электростанций по типам генерации имеет следующую структуру: тепловые электростанции – 68,4%, гидравлические – 20,3%, атомные – около 11,1 %. [14]

Покупателями ЭЭ и мощности на оптовом рынке являются:

Межрегиональные распределительные сетевые компании (МРСК) образованы на базе региональных распределительных сетей. Каждая МРСК ведет свою деятельность на территории определенного региона, передает ЭЭ по электрическим сетям напряжением 110 кВ - 0,4 кВ и присоединяет потребителей к электросетям.

Территориальная сетевая организация – коммерческая организация, оказывающая услуги по передаче ЭЭ с использованием объектов электросетевого хозяйства, не относящихся к Единой национальной электрической сети (ЕНЭС).

Основным массивом объектов электросетевого хозяйства, не входящих в ЕНЭС, владеет и управляет ОАО «Холдинг МРСК» через собственные дочерние региональные компании: МРСК Урала, МРСК Центра, МРСК Волги, МРСК Юга, МРСК Сибири и др.

ОАО  «Холдинг МРСК» создано в результате реорганизации в форме выделения из ОАО РАО «ЕЭС России». 53% акций ОАО «Холдинга МРСК»  принадлежит государству, а 10% акций ОАО «Холдинга МРСК»  принадлежит ОАО «Газпром».

Общая протяженность сетей компаний, входящих в ОАО «Холдинг МРСК», превышает 2 млн. км. В зоне ответственности ОАО «Холдинга МРСК»  эксплуатируются 10 классов напряжения от 0,4 до 220 киловольт.

Энергосбытовые компании (ЭСК). В каждом регионе, как правило, функционирует несколько ЭСК, но в отношении разных потребителей (территорий). Назначаемая ими цена складывается из цены, транслируемой с ОР, и надбавки, которая рассчитывается по специальной формуле, включает стоимость услуг по передаче ЭЭ и сбытовую надбавку. Формула задается государственными регулирующими органами. Правилами не возбраняется и даже поощряется создание ЭСК, конкурирующих с действующими ЭСК за потребителя. Со временем за конечного потребителя ЭЭ (т. е. за «живые» деньги) конкуренция м/у сбытовыми компаниями будет усиливаться. Имея устойчивую клиентуру, они могут пойти дальше: продавать не только ЭЭ и тепло, но и иные услуги, скажем, телефонный сигнал, Интернет и т.п.

Энергосбытовые организации, осуществляющие деятельность по энергоснабжению потребителей, могут получить статус гарантирующего поставщика.

Гарантирующий поставщик ЭЭ – коммерческая организация, обязанная заключить договор купли-продажи ЭЭ с любым обратившимся к ней потребителем.

Гарантирующие поставщики закупают ЭЭ и мощность на оптовом и розничном рынках, заключают договор на передачу ЭЭ и мощности с сетевыми компаниями в своей зоне деятельности и договор на оплату потерь сетевых компаний, реализуют ЭЭ и мощность конечным потребителям на своей территории по договорам энергоснабжения, осуществляя расчет потребителя, выписку счетов (биллинг), сбор ДС, взыскание ДЗ. Фактически, после разделения (реструктуризации) электроэнергетики РФ на генерирующие, сетевые, сбытовые компании и диспетчеризацию, гарантирующие поставщики осуществляют функцию «единого окна» для потребителя. [1]

Функционирование коммерческой инфраструктуры ОР обеспечивают следующие организации:

НП Совет рынка – Некоммерческое партнёрство «Совет рынка по организации эффективной системы оптовой и розничной торговли электрической энергией и мощностью». [23]

Цели деятельности (п.2.3 Устава НП Совет рынка):

  •  обеспечение эффективной взаимосвязи оптового и розничных рынков;
  •  формирование благоприятных условий для привлечения инвестиций в электроэнергетику;
  •  наличие общей позиции участников оптового и розничных рынков при разработке нормативных документов, регулирующих функционирование электроэнергетики;
  •  организация на основе саморегулирования эффективной системы оптовой и розничной торговли ЭЭ,  мощностью, иными товарами и услугами, допущенными к обращению на оптовом и розничных рынках.

Для достижения целей деятельности НП Совет рынка осуществляет за счёт вступительного (единовременного), текущих (регулярных) и иных членских взносов, пожертвований и прибыли следующие виды деятельности:

  •  определение порядка ведения и ведение реестра субъектов ОРЭМ
  •  принятие решения о присвоении или лишении статуса субъекта ОРЭМ
  •  разработка формы договора о присоединении ОРЭМ, стандартных форм договоров и т.п.
  •  установление системы и порядка применения имущественных санкций за нарушение правил ОРЭМ
  •  организация системы досудебного урегулирования споров
  •  участие в подготовке проектов правил оптового и розничных рынков и т. д.

Решением Наблюдательного совета НП «Совет рынка» от 30.11.2007г. на ОАО «АТС» возложено исполнение с 1.04.2008г. функции коммерческого оператора ОР. ОАО «АТС» – 100% дочерняя компания НП Совет рынка. ОАО «АТС» считает своей главной задачей обеспечение надежного и прозрачного функционирования российского ОР ЭЭ и мощности. [25]

ОАО  «Администратор торговой системы оптового рынка» (АТС) – это своего рода биржа ЭЭ, созданная для организации купли-продажи ЭЭ на ОР. На торговую площадку АТС покупатели и поставщики ЭЭ подают свои ценовые заявки по спросу и предложению, на основании которых он определяет равновесную цене в данном узле и объемы выработки ЭЭ. Можно сказать, что АТС, наряду с Системным оператором, управляет загрузкой всех электростанций страны, но делает это не технологическими и административными методами, а финансовыми. Благодаря рынку ЭЭ наибольшую загрузку получают те генерирующие компании, которые производят самую дешевую ЭЭ.

Цены покупки и продажи, стоимость ЭЭ и мощности формируются коммерческим оператором ОР исходя из данных, которыми он располагает на момент формирования таких цен. Цены покупки и продажи, стоимость ЭЭ и мощности, проданных или купленных субъектом ОР в предыдущих расчетных периодах, изменению и перерасчету не подлежат.

Коммерческий оператор ОР обязан обеспечить хранение информации о сформированных им рыночных ценах на ЭЭ и на мощность, а также предоставление указанной информации третьим лицам в порядке, установленном законодательством РФ. Предоставленные советом рынка и коммерческим оператором в соответствии с договором о присоединении к торговой системе ФОРЭМ данные о результатах торговли являются официальным источником информации о рыночных ценах, складывающихся на ОР за расчетный период. Предоставленные советом рынка данные о нерегулируемых прогнозных свободных ценах на ЭЭ (мощность) являются официальным источником информации, используемой субъектами оптового и розничных рынков для прогнозирования объема и стоимости ЭЭ (мощности), а также официальным источником информации, используемой при государственном регулировании цен (тарифов).

Цель ОАО «АТС» – осуществление деятельности по организации торговли на ФОРЭМ, связанной с заключением и организацией исполнения сделок по обращению ЭЭ, мощности и иных объектов торговли, обращение которых допускается на оптовом рынке.

Основные виды деятельности ОАО «АТС»:

  •  оказание услуг по организации оптовой торговли ЭЭ, мощностью и иными допущенными к обращению на ОР товарами и услугами;
  •  предоставление услуг по проведению сверки и зачёта взаимных встречных обязательств;
  •  осуществление регистрации двусторонних договоров купли-продажи ЭЭ и мощности;
  •  организация системы измерений и сбора информации о фактическом производстве ЭЭ и мощности и об их потреблении на ОР;
  •  взаимодействие с организациями технологической инфраструктуры в целях прогнозирования объема производства и потребления ЭЭ;
  •  разработка, внедрение и сопровождение программных и информационных систем, обеспечивающих осуществление Обществом видов деятельности, указанных выше;
  •  оказание информационных и консультационных услуг и др.

Функционирование технологической инфраструктуры ОР обеспечивают следующие организации:

ОАО «Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы» (ОАО «ФСК ЕЭС») создано в соответствии с программой реформирования электроэнергетики РФ как организация по управлению Единой национальной электрической сетью (ЕНЭС) с целью ее сохранения и развития (Постановление Правительства РФ №526 от 11.07.2007г.). В собственности РФ находится 79,11% размещенных акций ОАО «ФСК ЕЭС», в собственности миноритарных акционеров – 20,89% акций ОАО «ФСК ЕЭС». [26]

Цели ОАО «ФСК ЕЭС»:

  •  укрепить интегрирующую роль ЕЭС России и обеспечить взаимодействие производителей и потребителей ЭЭ на конкурентном ОР ЭЭ;
  •  обеспечить непосредственное подключение всех регионов России к единой национальной электрической сети;
  •  гарантировать равный доступ продавцов и покупателей на оптовый рынок ЭЭ;
  •  осуществлять эффективное государственное регулирование тарифов на передачу ЭЭ;
  •  повысить энергетическую безопасность государства;
  •  способствовать проведению эффективной государственной внешнеэкономической политики в сфере электроэнергетики

Основные направления деятельности компании:

  •  управление Единой национальной (общероссийской) электрической сетью;
  •  предоставление услуг субъектам ОР по передаче ЭЭ и присоединению к электрич. сети;
  •  инвестиционная деятельность в сфере развития Единой национальной электрич. сети;
  •  поддержание в надлежащем состоянии электрических сетей;
  •  технический надзор за состоянием сетевых объектов.

ОАО «Системный оператор Единой энергетической системы» (ОАО «СО ЕЭС») – управляет всеми потоками ЭЭ в стране. Электричество – специфичный товар. Его нельзя запасать впрок или складировать излишки. Вся выработанная ЭЭ д. б. потреблена в режиме реального времени. Системный оператор обеспечивает баланс производства и потребления в реальном времени, управляет загрузкой всех электростанций и распределением полученной от них ЭЭ между энергозонами страны и конкретными потребителями.

Кроме того, он управляет технологическими режимами работы энергетических объектов, контролирует и обеспечивает соблюдение технических параметров (в т. ч. нормативной частоты электрического тока) и параметров надежности энергосистемы, рассчитывает и анализирует балансы ЭЭ и мощности, согласовывает планы перспективного развития ЕЭС, оперативно управляет режимом энергосистем (в реальном времени), рассчитывает допустимые потоки мощности по отдельным сетевым элементам и их группам, задает диспетчерский график нагрузок электростанций, координирует плановые ремонты оборудования электростанций и сетей, обеспечивает функционирование оптового и розничных рынков ЭЭ (мощности). Системный оператор находится под полным контролем государства, он тесно взаимодействует с органами государственной власти и саморегулируемыми организациями, обеспечивая контроль за исполнением инвестиционных программ энергокомпаний. [14]

Таким образом, в качестве вывода по 1й главе можно сказать, что в настоящее время идет либерализация рынка ЭЭ, которая все же не затрагивает неценовые зоны, поскольку в них невозможно установление свободной рыночной цены. РК входит в неценовую зону и тарифы на ЭЭ для компаний, выпускающих ЭЭ на ОР устанавливаются ФСТ.

Однако выход ОАО «ТГК-9» на ОР ЭЭ все же может оказать влияние на размер тарифов на ЭЭ и сказаться на стоимости ЭЭ для промышленных потребителей, а также на их энергоэффективности и инвестиционном потенциале. ОАО «ТГК-9» вышло на ОР 1.01.2007г., поэтому для выявления последствий выхода ОАО «ТГК-9» на ОР для промышленных потребителей и рассмотрения проблем самой компании, связанных с выходом на ОР, во 2й главе данной работы рассмотрено ОАО «ТГК-9» как субъект регулирования ОР, проведен анализ уровней тарифов на ЭЭ и их структуры за несколько лет. Также динамика тарифов ОАО «ТГК-9» сравнена с динамикой в ОАО «ОГК-3».

  1.  
    АНАЛИЗ ФОРМИРОВАНИЯ ТАРИФОВ ДЛЯ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ В РФ

2.1 ОАО «ТГК-9» как субъект регулирования оптового рынка

Ранее действующая модель электроэнергетики негативно отражалась и на развитии других секторов экономики. Нарастающая технологическая отсталость энергоемких отраслей промышленности и жилищно-коммунального хозяйства, недооценка стоимости энергоресурсов, отсутствие стимулов к энергосбережению, привели к тому, что удельная энергоемкость экономики России (расход энергии на единицу ВВП) в 2-3 раза превысила соответствующий показатель развитых стран. Т. о., необходимость реформирования к 2001г. стала очевидной. Основной целью реформирования электроэнергетики России стало повышение эффективности предприятий отрасли, создание условий для ее развития на основе стимулирования инвестиций, обеспечение надежного и бесперебойного энергоснабжения потребителей. В связи с этим в электроэнергетике России происходят радикальные изменения: меняется система государственного регулирования отрасли, формируется конкурентный рынок электроэнергии, создаются новые компании.

В ходе реформы меняется структура отрасли: осуществляется разделение естественномонопольных (передача ЭЭ, оперативно-диспетчерское управление) и потенциально конкурентных (производство и сбыт ЭЭ, ремонт и сервис) функций, и вместо прежних вертикально-интегрированных компаний, выполнявших все эти функции, создаются структуры, специализирующиеся на отдельных видах деятельности.

Т. о., создаются условия для развития конкурентного рынка ЭЭ, цены которого не регулируются государством, а формируются на основе спроса и предложения, а его участники конкурируют, снижая свои издержки.

Формируемые в ходе реформы компании представляют собой предприятия, специализированные на определенных видах деятельности (генерация, передача электроэнергии и другие) и контролирующие соответствующие профильные активы. По масштабу профильной деятельности создаваемые компании превосходят прежние монополии регионального уровня: новые компании объединяют профильные предприятия нескольких регионов, либо являются общероссийскими.

Так, магистральные сети переходят под контроль Федеральной сетевой компании, распределительные сети предполагается интегрировать в межрегиональные распределительные сетевые компании (МРСК), функции и активы региональных диспетчерских управлений передаются общероссийскому Системному оператору.

Активы генерации также объединяются в межрегиональные компании, причем двух видов: генерирующие компании оптового рынка (оптовые генерирующие компании – ОГК) и территориальные генерирующие компании (ТГК). ОГК объединяют электростанции, специализированные на производстве почти исключительно электрической энергии. В ТГК входят главным образом теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), которые производят как электрическую, так и тепловую энергию. Шесть из семи ОГК формируются на базе тепловых электростанций, а одна ("ГидроОГК") – на основе гидрогенерирующих активов. Тепловые ОГК построены по экстерриториальному принципу, в то время как ТГК объединяют станции соседних регионов.

ОАО «ТГК-9» было зарегистрировано 9 декабря 2004 года. С 1 апреля 2005 года после реорганизации ОАО «Пермэнерго» и ОАО «Свердловэнерго» путем выделения ряда компаний по видам деятельности (генерация, сбыт энергии, сетевое хозяйство) ОАО «ТГК-9» начало свою операционную деятельность. [11]

ОАО  «ТГК-9»  первоначально  на  правах  аренды  использовало генерирующие  мощности  компаний,  выделившихся  из  региональных АО-энерго  (ОАО  «Пермская  генерирующая  компания», ОАО «Свердловская генерирующая компания»).

1 мая 2006 года к ОАО «ТГК-9» были присоединены ОАО «Пермская генерирующая компания» и ОАО «Свердловская генерирующая компания».

1 февраля 2007 года к ОАО «ТГК-9» была присоединено ОАО «Коми  региональная  генерирующая  компания»,  тем  самым  ОАО  «ТГК-9» завершило формирование своей целевой структуры.

Создание территориальных генерирующих компаний – важнейший этап преобразований российской энергетики. ТГК призваны стать эффективными финансово-стабильными крупными обществами, способными успешно функционировать на конкурентном ОРЭ, а также в сфере теплоснабжения потребителей. [27]

С 1 января 2006 г. ОАО «ТГК-9» зарегистрировано как субъект ОР, для которого федеральным органом исполнительной  власти  в области регулирования  тарифов принято тарифно-балансовое решение. Однако вышло ОАО «ТГК-9» на ОРЭ лишь с 1 января 2007 г., что связано со сложной процедурой для выхода на ОРЭ. Выход на ОРЭ был неизбежен  после технологической подготовки станций, поскольку производство ЭЭ – стратегически важное производство и необходимо для экономики региона и страны.

Краткое содержание тарифно-балансового решения:

  •  региональная генерация выводится на ОРЭ;
  •  для каждого поставщика ФСТ утверждает двухставочный тариф и плановые объемы выработки и отпуска в сеть (отдельно на объемы, вырабатываемые в режиме комбинированной выработки, отдельно – в режиме конденсационной выработки);
  •  к каждому покупателю оптового рынка прикрепляется несколько поставщиков на объемы сальдо-перетока. Тарифы на покупку не устанавливаются, а формируются исходя из пакета заключенных договоров с поставщиками;
  •  средневзвешенный тариф для всех покупателей, формируемый согласно планового баланса, утвержденных тарифов и пакета договоров, является одинаковым.

С 1 сентября 2006 г. в соответствии с Постановлением Правительства РФ от 31.08.2006 №529 начал функционировать НОРЭМ – новый ОР ЭЭ (мощности). В соответствии с новыми правилами станции ОАО «ТГК-9» работают на трех рынках по Пермскому краю, Свердловской области и РК (1-я неценовая зона):

  •  Рынок регулируемых договоров (рынок регулируемых договоров);
  •  Рынок на сутки вперед (РСВ) покупка/продажа объемов электроэнергии недостающих/превышающих РД по конкурентным ценам;
  •  Балансирующий рынок (БР) покупка/продажа отклонений по конкурентным ценам на балансирование системы.

Одно из последствий выхода ТГК на ОРЭ –  конкуренция между крупными поставщиками электроэнергии. Согласно годовому отчету за 2010г. основными конкурентами на территории РК ОАО «ТГК-9» на рынке ЭЭ являются:

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

В  целях  повышения  конкурентоспособности ОАО  «ТГК-9»  в компании  проводится  работа  по  оптимизации  операционной деятельности, разработка программы энергосбережения и повышения энергетической эффективности электростанций. [11]

Основными видами деятельности ОАО «ТГК-9» являются производство, передача и реализация тепловой и ЭЭ. ОАО «ТГК-9» предоставляет комплексные услуги для потребителей – тепловая энергия, горячая вода, ЭЭ.

Для решения основных задач (финансы, управление основными средствами, материальными потоками, производственное планирование, сбыт, отраслевые решения и др.), стоящими перед крупными организациями используется система SAP R/3. Затраты по данным услугам формируются в SAP R/3 и  учитываются по местам возникновения затрат. Поскольку для производства используются разные виды топлива (газ, уголь и т.д.), то для определения доли затрат на топливо по каждому месту возникновения, а затем и распределения суммы затрат в рублях по долям, используется единица учета органического топлива – условное топливо. Она применяется для сопоставления эффективности различных видов топлива и суммарного учёта их.

Поскольку поставщикам ЭЭ необходимо покрывать свои затраты, связанные с дальнейшим ростом стоимости традиционного топлива для производства ЭЭ (газ, уголь),  цены на ЭЭ для конечных промышленных потребителей будут расти. Поэтому для предприятий, решившихся кардинально оптимизировать энергопотребление, по сути, только один выход – переход на ОРЭМ. В этом случае у них появится возможность сменить поставщика ЭЭ, не будучи привязанным к одному генератору и что самое важное – к конкретному региону. [21]

В заключении к данному пункту можно сказать, что выход ОАО «ТГК-9» на ОР ЭЭ в сегменте регулируемых договоров (для РК) был необходим для самой компании и экономики региона и стал возможен после того, как была подготовлена необходимая нормативная база – правила функционирования ОР ЭЭ и мощности. Для определения экономических последствий выхода ОАО «ТГК-9» на ОР ЭЭ проанализирована ценовая политика, проводимая в отношении данной компании со стороны ФСТ.

2.2 Анализ ценовой политики, проводимой в отношении ОАО «ТГК-9» со стороны ФСТ

Как уже было описано выше, энергетическая система РФ имеет 2 уровня – ОР ЭЭ (федеральный уровень) и розничные рынки ЭЭ (региональный уровень). Эта структура закреплена в главах б и 7 ФЗ от 26.03.2003г. № 35-ФЗ «Об электроэнергетике».

ОР ЭЭ делится на 2 сектора: регулируемый сектор ОР ЭЭ, а также сектор свободной торговли. В настоящее время львиная доля – более 85% всего объема ЭЭ первой ценовой зоны (зона Европы и Урала, включая РК) на ОР реализуется в регулируемом секторе. В действительности регулируемый сектор ОРЭ занимает 11% от общего объема продаваемой ЭЭ в первой ценовой зоне и 3% – во второй ценовой зоне. Регулируемый сектор второй ценовой зоны (зона Сибири) составляет более 95% от общего объема реализуемой электроэнергии. Т. о., сектор свободной торговли ОР ЭЭ занимает незначительную долю. Поэтому ценовая политика, проводимая ФСТ по отношению к поставщикам ЭЭ на ОР оказывает значительное влияние на стоимость потребляемой ЭЭ промышленными предприятиями. Т. о. она воздействует на энергоэффективность промышленных потребителей, их экономическую активность и инвестиционный потенциал.

Необходимо отметить, что сегодняшний регулируемый сектор ОР ЭЭ представляет собой практически не изменившийся ФОРЭМ, основным документом которого является постановление Правительства РФ № 1172 «Правила функционирования оптового рынка электрической энергии (мощности)».

Как уже было отмечено выше, на ОР в рамках регулируемого сектора раньше осуществлялась купля-продажа  отклонений  м/у фактическим и запланированным производством (потреблением) ЭЭ по утвержденным тарифам (сектор отклонений). C 20 октября 2005г. сектор отклонений был заменен балансирующим рынком.

ОАО «ТГК-9» вышло на ОР ЭЭ 1.01.2007г. и его Коми филиал функционирует только на рынке регулируемых договоров. До 2008г. в ОАО «ТГК-9» тарифы на ЭЭ формировались по методу экономически обоснованных затрат. [3] В ней применялся:

– расчет необходимой валовой выручки (НВВ) генерирующими компаниями

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

Расчет НВВ производился с учетом расходов, уменьшающих налогооблагаемую базу при расчете налога на прибыль, расходов, относимых на прибыль после налогообложения (НО). Показатель расходов корректировался с учетом результатов деятельности за предыдущий период, т. е. включал также и норму прибыли (ПРИЛОЖЕНИЕ 2, Рисунок 1).

Тариф на производимую ЭЭ служил основным источником формирования выручки ТГК-9, формируя базу для инвестиций в производство и иные сферы деятельности, например на строительство новых и реконструкцию существующих объектов с целью поддержания требуемых параметров надежности и качества ЭЭ, расширения производства и увеличения эффективности предприятия.

В случае если инвестиционные проекты, предусмотренные согласованной в установленном порядке инвестиционной программой, не были реализованы, из НВВ, устанавливаемой на очередной период регулирования, исключались расходы на реализацию этих проектов в части, финансируемой за счет выручки от реализации ЭЭ по регулируемым тарифам (ценам).

При пересмотре согласованной инвестиционной программы в установленном порядке НВВ корректировалась организацией, осуществляющей регулируемую деятельность, на очередной период регулирования с учетом изменения объемов финансирования инвестиционной программы за счет выручки от реализации ЭЭ по регулируемым тарифам.

Наиболее существенным недостатком данного метода являлась ежегодная защита тарифов в органе регулирования. При использовании этого метода тариф складывался из плановых затрат, которые д. б. обоснованы и подтверждены документально (договоры, прайс-листы, заключения эксперта и т.д.).

Т. о. ОАО «ТГК-9» было не заинтересовано в снижении издержек на производство и поставку ЭЭ на ОР, поскольку снижение затрат означало не только сокращение цены и соответственно падение выручки. Увеличивалась и налогооблагаемая база, следовательно, рос и налог на прибыль. Т. о., завышение затрат было выгодно многим генерирующим компаниям.

Из данного недостатка вытекает следующий – у ТГК отсутствовали стимулы для запуска процессов ресурсо- и энергосбережения, поскольку в норматив тарифа включались существующие затраты и не было опасности занижения цен конкурентами. Сохранялась своего рода «монополия» со стороны генерирующих компаний, что нивелировало эффект от реорганизации РАО ЕЭС России. Также данный факт противоречил основам стратегии развития регионов, направленных на экономичное использование ЭЭ и иных видов ресурсов. Т. о., при регулируемом тарифе на ЭЭ при помощи затратного метода у ТГК-9 в частности отсутствовали стимулы идти по пути конкурентного развития, совершенствовать свое производство, делать его более эффективным и экономичным.

Поскольку в тариф, регулируемый при помощи затратного метода, включались также расходы, относимые на прибыль после НО, это лишало предприятия, производящие ЭЭ, стимулов в привлечении внешних инвестиций. Ведь основа их формирования уже была заложена в методике формирования тарифов.

В последние несколько лет на федеральном уровне появилось осознание того, что метод затратного администрирования тарифов зашел в тупик, и не решает стоящих перед страной задач. В тарифном законодательстве появился целый ряд дополнительных инструментов, уже не столько административного, сколько стимулирующего характера, куда входит и метод индексации тарифов энергетики, электроэнергетики в частности, применяемый в ОАО «ТГК-9» с 6.11.2009г. на основании приказа ФСТ от 30.10.2009г. № 268-э/1 «Об утверждении формул индексации регулируемых цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность), применяемых в договорах купли-продажи электрической энергии (мощности), порядка их применения, а также порядка установления плановых и фактических показателей, используемых в указанных формулах».

В данной методике ОАО «ТГК-9» обязана соблюдать параметры долгосрочного регулирования и расчета тарифов индексным методом:

  •  Базовый уровень подконтрольных расходов;
  •  Индекс эффективности подконтрольных расходов;
  •  Коэффициент эластичности подконтрольных расходов по количеству активов;
  •  Максимально возможная корректировка НВВ с учетом достижения установленного уровня надежности и качества услуг (ИПЦ, количество активов, величина неподконтрольных расходов, величина потерь, величина заявленной мощности, величина полезного отпуска).

Определяется НВВ индексным методом путем расчета НВВ на содержание генерирующего оборудования и НВВ на оплату технологического расхода (потерь) ЭЭ при подаче ЭЭ на сети ОР. Пояснительные схемы представлены в ПРИЛОЖЕНИИ 2 (Рисунок 2, 3, 4). Зависимость тарифов на услуги по генерации ЭЭ от показателей надежности и качества представлена на рисунке 5 (ПРИЛОЖЕНИЕ 2). 

Затем определяются и сравниваются плановые и фактические показатели надежности и качества услуг (Рисунок 6, ПРИЛОЖЕНИЕ 2). Планируемые показатели надежности и качества (Пп и Птсо) – определяются исходя из средних фактических  значений с учетом обязательной динамики улучшения:

Пплt,i  = Пплt-1,i×(1-р), где р=0,015

Допустимые отклонения по показателям надежности и качества (метод  индексации) представлены в таблице 1 (ПРИЛОЖЕНИЕ 2).

Далее на основании сопоставления фактических и плановых значений показателей надежности и качества услуг (см. таблицу 2, ПРИЛОЖЕНИЯ 2) рассчитывается обобщенный показатель К об:

Затем производится расчет понижающих (повышающих) коэффициентов:

КНК = К об  х П кор

П кор - максимальный процент корректировки, определяемый

  •  на 2011 г. = 0,5 %;
  •   на 2012 г. = 1 %;
  •  на 2013 г. = 2 %;

В случае предоставления недостоверных данных, или не предоставления всех данных для расчета фактических значений показателей надежности и качества КНК признается понижающим и устанавливается равным -3%.

В случае непредставления отдельных данных для расчета какого-либо показателя, индикатор выполнения соответствующего показателя считается 1 и расчет КНК осуществляется по вышеприведенной формуле. [30]

Для того, чтобы определить влияние новой методики формирования тарифов на ЭЭ на изменение цен на ЭЭ, а соответственно и на энергоемкость, эффективность и инвестиционный потенциал промышленных потребителей, приобретающих ЭЭ на ОР, была проанализирована динамика тарифов на ЭЭ Коми филиала ОАО «ТГК-9».

По результатам исследования, было выявлено, что в силу технологических особенностей производства ЭЭ Коми филиал ОАО «ТГК-9» не докупает дополнительную ЭЭ на ОР, а, следовательно, не действует на балансирующем рынке.

Для оценки ценовой политики, проводимой в отношении ОАО «ТГК-9» на ОР ЭЭ, а также для выявления последствий выхода ОАО «ТГК-9» на ОР для промышленных потребителей и рассмотрения проблем самой компании, связанных с выходом на ОР ниже проведен анализ динамики цен продажи ЭЭ ОАО «ТГК-9» на ОР для Воркутинских, Интинской и Сосногорской ТЭЦ. Материалы для анализа уровней тарифов взяты из приказов ФСТ «О тарифах на электрическую энергию (мощность), продаваемую на оптовом рынке по договорам в рамках предельных (минимального и максимального) объемов продажи электрической энергии (мощности) по регулируемым ценам (тарифам)».  

Как видно из таблицы 3 (ПРИЛОЖЕНИЕ 2), минимальный уровень тарифов на ЭЭ, поставляемую на ОР ТГК-9, в 2007г. был у Сосногорской ТЭЦ, а максимальный – у Воркутинской ТЭЦ-1. По представленным генерирующим объектам с 2007 по 2011гг. и плану на 2012г. наблюдается динамика устойчивого роста. Лишь в первой половине 2012г. будет наблюдаться снижение тарифов для Интинской и Сосногорской ТЭЦ, но во 2й половине 2012г. произойдет их существенный рост. За весь рассматриваемый период прирост по приведенным ТЭЦ составит от 33,6% (Воркутинская ТЭЦ-1) до 127,1% (Сосногорская ТЭЦ). К концу 2012г. максимальный уровень тарифа по прежнему останется за Воркутинской ТЭЦ-1, а минимальный будет наблюдаться уже в Интинской ТЭЦ.

Для наглядности представления информации аналитической таблицы 3 в ПРИЛОЖЕНИИ 2 обратимся к рисунку 7 (ПРИЛОЖЕНИЕ 2). Как видно из приведенного графика, динамика тарифов по всем ТЭЦ возрастающая и наиболее высокие темпы роста у Воркутинской ТЭЦ-1. Отчетливо видно, что переход ОАО «ТГК-9» на новую методику формирования тарифов на ЭЭ выразился в резком увеличении цен на ЭЭ по всем ТЭЦ в РК (что и следовало ожидать).

Хотя тарифы и растут на ЭЭ, но динамика производства в ОАО «ТГК-9» имеет обратную направленность. Производство ЭЭ ОАО «ТГК-9» и ее филиалами снизилось с 2008г. к концу 2010г. Выработка ЭЭ станциями ОАО «ТГК-9» в 2010г. составила 14470,025 млн.кВтч, или 94,8% к уровню 2009г., в т. ч. 14361,55 млн. кВт.ч – теплоэлектростанциями и 108,48 млн.кВт.ч – гидравлическими станциями. План выполнен на 94,5%. Снижение выработки ЭЭ произошло во всех филиалах ОАО «ТГК-9» (таблица 4, рисунок 8 в ПРИЛОЖЕНИИ 2):

Основными причинами снижения объемов производства ЭЭ являются снижение потребления ЭЭ промышленными потребителями по сравнению с договорными величинами, простой оборудования в незапланированных ремонтах, разгрузка электростанций по диспетчерским графикам и снижением установленной мощности (в связи с выводом из эксплуатации некоторых ОПФ по приказу ЗАО «КЭС» от 31.05.2010 №114/а или выводом их из эксплуатации в связи с физическим износом).

Как видно из таблицы 5 и рисунка 9 (ПРИЛОЖЕНИЕ 2), фактическая выручка от продаж ЭЭ за 2010г. по сравнению с 2009г. увеличилась на 3,58 млрд. руб., в т.ч.: увеличилась за счет роста полезного отпуска на 16,1% (+2,73 млрд. руб.), за счет роста тарифов на ЭЭ на ОР на 4,3% (+ 0,85 млрд. руб). [11]

Рисунок 9 (ПРИЛОЖЕНИЕ 2) показывает, что выручка от реализации ЭЭ занимает меньше половины совокупного объема выручки. Доля РК в формировании выручки от продажи ЭЭ на ОР наименьшая среди 3х регионов присутствия компании, но и по РК выручка растет за рассматриваемый период, хоть и незначительно.

Увеличение выручки за ЭЭ по сравнению с прошлым периодом обусловлено также увеличением доли продаж ЭЭ на конкурентном секторе ОР с более высокими ценами по сравнению с регулируемым сектором (в связи с либерализацией ОР) с 30% в 1 полугодии 2009г. до 60% в 1 полугодии 2010г. и с 50 % во 2 полугодии 2009 г. до 80% во 2 полугодии 2010 г.

Для наглядного представления участия РК в формировании выручки компании, по ЭЭ в частности обратимся к рисунку 10 (ПРИЛОЖЕНИЕ 2).

Как видно из анализа, приведенного выше, изменение методики формирования тарифов на ЭЭ, применяемой ОАО «ТГК-9» привело к тому, что при снижающихся объемах производства в рассматриваемых ТЭЦ наблюдается динамика роста выручки, которую обеспечивает рост тарифов, вызванный индексацией цен на ЭЭ на ОР. Безусловно, для ОАО «ТГК-9» в целом и его Коми филиала это положительные моменты (за исключением снижения объемов производства), повышающие их прибыль, инвестиционный потенциал и т. д. Но это негативная тенденция для посредников, приобретающих ЭЭ на ОР, и конечных потребителей ЭЭ (в частности промышленных предприятий). Это снижает их энергоемкость, а следовательно влияет на показатели их эффективности. В конечном итоге данные тенденции негативно сказываются на инвестиционном потенциале предприятий РК и региона в целом.

Для того, чтобы аргументировать динамику роста тарифов на рассмотренных в ПРИЛОЖЕНИИ 2 (Таблица 3) генерирующих объектах и выявить факторы, оказывающие влияние на повышение тарифов на ЭЭ на ОР в компании ТГК-9 ниже проанализирована структура тарифов на ЭЭ данной организации.

Как видно из рисунка 11 и 12, а также таблицы 6 (ПРИЛОЖЕНИЕ 2) основную долю в составе тарифов за 2007 и 2011гг., а также в течение всего рассматриваемого периода занимали расходы, связанные с производством и реализацией ЭЭ. Наибольший удельный вес в которых занимали затраты на топливо (переменные расходы), необходимое для производства ЭЭ. Другие постоянные расходы (условно-постоянные) на производство ЭЭ были на уровне 31-33,3%. Меньшую долю в расходах на производство ЭЭ занимала оплата услуг операторов ОР (чуть ниже 2% объема тарифа, условно-постоянные расходы). Расходы, не учитываемы в целях НО, куда входят капитальные вложения производственного характера и прочие расходы, имели удельный вес от 0,57% до 0,9% суммы тарифа на ЭЭ. Прибыль от реализации ЭЭ Коми филиала ОАО «ТГК-9» имела максимальную долю в 6,16% в 2009г., которая снизилась к 2011г. До 2,32% (минимум за весь период). Экономия средств в филиале наблюдалась только в 2010г. И занимала едва заметные 0,91%.

Из таблицы 7 и рисунка 13 (ПРИЛОЖЕНИЕ 2) видно, что основную долю в затратах на производство и реализацию ЭЭ в данном филиале на 2011г. (так же примерно и за период с 2007г. с незначительными изменениями) занимают материальные затраты, а в них более 62% имеют затраты на топливо для производства ЭЭ. Меньший удельный вес в структуре затрат на производство и реализацию ЭЭ занимает ЗП работающих, затем прочие затраты и оплата работ и услуг производственного характера. Расходы по уплате страховых взносов имеют около3% удельного веса.

Итак, выявлены основные составляющие тарифа на ЭЭ в ОАО «ТГК-9» (филиал Коми):

– расходы, связанные с производством и реализацией ЭЭ, куда входит топливо (основная доля и наиболее существенный фактор), оплата услуг операторов ОР и другие постоянные расходы на производство ЭЭ;

– расходы, не учитываемые в целях НО (капитальные вложения производственного характера и прочие расходы)

Т. о. для аргументирования тенденции роста тарифов на ЭЭ на ОР и доказательства положительного влияния перехода от затратного метода формирования тарифов на ЭЭ к методу индексации для ОАО «ТГК-9» и ее Коми филиала ниже проанализирована динамика основных составляющих тарифа на ЭЭ.

Рисунок 14 (ПРИЛОЖЕНИЕ 2) показывает, что расходы на производство и реализацию ЭЭ в рассматриваемом филиале, а также составляющие данных расходов растут в течении всего периода. Только расходы по оплате услуг, оказываемых операторами ОР практически не изменяются. Если обратиться также к исследованным графикам, то можно заявить, что на рост расходов, связанных с производством и реализацией ЭЭ существенно повлиял и рост материальных затрат, в т. ч. и на топливо, а также остальных составляющих. По данным таблицы 7 (ПРИЛОЖЕНИЕ 2) можно утверждать, что в практически не изменившейся с 2007г. структуре расходов на производство и реализацию ЭЭ влияние на рост данных расходов, а следовательно и самих тарифов оказали материальные затраты, ЗП и иные компоненты затрат на производство и реализацию.

На рисунке 15 (ПРИЛОЖЕНИЕ 2) можно определить, что динамика расходов, не учитываемых при НО разнонаправлена, а расходы на капитальные вложения в производство резко снижаются в течении рассматриваемого периода. Это нивелирует тенденцию роста прочих расходов.

Как видно из рисунка 16 (ПРИЛОЖЕНИЕ 2), динамика прибыли филиала неравномерна. В 2009г. был ее резкий скачек, а затем снижение.

Из приведенного выше анализа можно сделать вывод, что изменение методики формирования тарифов на ЭЭ, поставляемую Коми филиалом ОАО «ТГК-9» на ОР, привело к более резкому росту цен на данную ЭЭ. Это также позволило организации почти не потерять объем прибыли к концу 2011г. по сравнению с 2007г., хотя наблюдались тенденции достаточно резкого роста цен на основное сырье (топливо) и иные ресурсы (ЗП и т. д.) и материалы. Методика индексации при формировании тарифов на ЭЭ, поставляемую филиалом на ОР позволила сгладить негативные последствия для данной организации, которые могли бы быть вызваны ростом цен на сырье и ресурсы, сокращением объемов производства и привела к росту выручки в целом по компании.

Безусловно, изменение методики формирования тарифов на ЭЭ, поставляемую на ОР, положительно сказалось на деятельности изучаемой компании, но можно с уверенностью заявить, что это может явиться негативным фактором в деятельности промышленных потребителей ЭЭ. Ведь ЭЭ – ключевой ресурс в современном производстве. Поэтому рост цен на нее напрямую может сказаться на объемах выручки, а следовательно и прибыли промышленных предприятий. Это не замедлит отразиться на их инвестиционном потенциале, что может привести к некой стагнации процесса развития инвестиционного климата РК с течением времени.

Также можно с уверенностью сказать, что метод индексации, введенный с целью стимулировать генерирующие компании, не работает должным образом, поскольку, как видно на примере Коми филиала ОАО «ТГК-9», у компании по прежнему отсутствуют стимулы повышать энергоэффективность своего производства, а, следовательно, сокращать собственные затраты.

Для полного анализа ценовой политики, проводимой в отношении ОАО «ТГК-9» и ее Коми филиала в частности необходимо сравнить динамику тарифов на ЭЭ на ОР данной организации и динамику аналогичных тарифов в иной подобной компании (в качестве примера были использованы данные по тарифам на ЭЭ на ОР компании ОАО «ОГК-3»). Сравнение проведено в следующем пункте данной главы.

2.3 Сравнительный анализ тарифов на электроэнергию ОАО «ТГК-9» и ОАО «ОГК-3»

Одним из основных конкурентов ОАО «ТГК-9» является ОАО «ОГК-3», следовательно, целесообразно проведение сравнительного анализа тарифов Коми филиала ОАО «ТГК-9» именно с предприятием данной компании, находящимся в неценовой зоне (в данном случае в РК), поставляющим на ОР ЭЭ по регулируемым договорам.

ОАО «ОГК-3» было сформировано также при реформировании электроэнергетики и структурно в состав ОАО «ОГК-3» входят 6 тепловых электрических станций (филиалов), работающих преимущественно по конденсационному циклу. Географическое расположение станций ОАО «ОГК-3» (указано в Таблице 8, ПРИЛОЖЕНИЕ 2). [12] Совокупная установленная мощность станций ОАО «ОГК-3» равна 8 357 МВт. Печорская ГРЭС является основным производителем ЭЭ для РК: около 60% вырабатываемой ЭЭ приходится на ее долю.

Для конкретного анализа возьмем филиал Коми ОАО «ТГК-9» и филиал ОАО «ОГК-3» Печорскую ГРЭС, поскольку это единственная станция, функционирующая в данном регионе (в неценовой зоне).

Как видно из рисунка 17 и таблицы 9 (ПРИЛОЖЕНИЕ 2), идет постоянный рост тарифов на ЭЭ, поставляемую на ОР Печорской ГРЭС, которая является единственным генерирующим субъектом ОАО «ОГК-3», действующим по регулируемым договорам. С 2007г.и до плана на конец 2012г. ожидается рост тарифов на ЭЭ на 121,2%. Лишь в середине 2012г. планируется небольшое снижение тарифов на ЭЭ по сравнению с 2011г., но к концу 2012г. они снова резко вырастут.

Рассмотренный рост тарифов на ЭЭ на ОР у Печорской ГРЭС объясняется теми же факторами, что вызывают и рост тарифов в Коми филиале ОАО «ТГК-9». На Печорской ГРЭС также используется метод индексации тарифов, который, в свою очередь, реагирует на рост цен на топливо и иные производственные ресурсы. Рост затрат отражается также в тарифных заявках, отправляемых в ФСТ. Отсюда и происходит рост цен на ЭЭ на Печорской ГРЭС, как и в Коми филиале ОАО «ТГК-9».

Как видно из таблицы 10 и рисунка 18 (ПРИЛОЖЕНИЕ 2), тенденция и темпы роста тарифов в рассматриваемых генерирующих субъектах двух сравниваемых компаний примерно одинаковы. Также примерно одинаковы и сами значения тарифов, за исключением более высокого тарифа на ЭЭ на ОР на Воркутинской ТЭЦ-1 и Сосногорской ТЭЦ в Коми филиале ОАО «ТГК-9».

В качестве вывода по данной главе можно сказать, что формирование нового оптового рынка электроэнергии и мощности было экономически обоснованной мерой, преследовавшей цели борьбы с монополизацией отрасли и более эффективному взаимодействию всех субъектов, участвующих в производстве, распределении и потреблении электроэнергии в крупных масштабах.

Однако применение метода экономически обоснованных затрат генерирующими компаниями при формировании тарифов на электроэнергию, действующих на оптовом рынке, не стимулировало их к снижению своих затрат, применению энерго- и ресурсосберегающих инновационных технологий в производственном процессе. Для стимулирования процессов модернизации и повышения энергоэффективности была обновлена нормативная база и установлены новые правила функционирования оптового рынка электроэнергии и мощности. Сейчас генерирующие компании, являющиеся субъектами неценовой зоны на оптовом рынке электроэнергии, применяют методику формирования тарифов на основе индексации расходов и иных показателей. Правительство ожидало введением индексации тарифов стимулировать предприятия к более эффективному использованию ресурсов и отойти от прямого регулирования тарифов на электроэнергию на оптовом рынке. Это возможно, но не в неценовых зонах, где конкуренции, а, соответственно, и стремления к снижению затрат и более эффективному использованию ресурсов по экономическим причинам нет.

В неценовой зоне, куда входит Республика Коми, у генерирующих предприятий отсутствует жизненно важная необходимость снижать затраты, а в итоге, и стремиться к модернизации производства и более эффективной организации бизнес-процессов, поскольку индексированные расходы включаются в тарифную заявку, отправляемую на утверждение в ФСТ.

Индексация тарифов на электроэнергию в неценовых зонах гасит возможные негативные последствия для генерирующих компаний, если у них наблюдается даже снижение объемов производства, что мы увидели на примере ОАО «ТГК-9». В такой ситуации может возникнуть, кроме того, и рост выручки, и рост прибыли.

Также можно с уверенностью сказать, что метод индексации, введенный с целью стимулировать генерирующие компании, не работает должным образом, поскольку, как видно на примере не только Коми филиала ОАО «ТГК-9», но и Печорской ГРЭС ОАО «ОГК-3», у генерирующих компаний по прежнему отсутствуют стимулы повышать энергоэффективность своего производства, а, следовательно, сокращать собственные затраты.

Таким образом, методика индексации тарифов на электроэнергию на оптовом рынке в неценовых зонах положительно сказывается на деятельности генерирующих компаний. Но можно с уверенностью заявить, что это может явиться негативным фактором в деятельности промышленных потребителей электроэнергии. Ведь электроэнергия – ключевой ресурс в современном производстве. Поэтому рост цен на нее напрямую может сказаться на объемах выручки, а, следовательно, и прибыли промышленных предприятий. Это не замедлит отразиться на их инвестиционном потенциале, что может привести к некой стагнации процесса развития инвестиционного климата не только в Республике Коми с течением времени, но и в остальных регионах, входящих в неценовые зоны оптового рынка электроэнергии.

Кроме того, конечные потребители электроэнергии, особенно промышленные предприятия, более чувствительны к росту тарифов на электроэнергию, поскольку закупают и потребляют ее в довольно крупных объемах. А также, тарифы на электроэнергию на оптовом рынке, формируемые генерирующими компаниями не являются конечными для промышленных предприятий. Эти тарифы являются конечными затратами на приобретение электроэнергии со стороны сетевых компаний, которые, в свою очередь, к данным суммам прибавляют свои издержки на подключение к сетям, транспортировку электроэнергии, норму прибыли с инвестиционной составляющей и т. д. То есть, тарифы на электроэнергию, формируемые генерирующими компаниями являются лишь ценой ресурса самих сетевых компаний и распространителей, которые продают электроэнергию конечным потребителям уже со своими надбавками, хоть и регулируемыми в неценовых зонах, но, все же, значительно увеличивающими конечную стоимость электроэнергии для промышленных потребителей.

Все вышеперечисленное отражается на росте тарифов на электроэнергию для конечных промышленных потребителей и существенно сказывается на динамике их прибыли, влияет на их финансовое состояние и инвестиционный потенциал.

Таким образом, методика индексации тарифов на электроэнергию в неценовых зонах оптового рынка не оказывает желаемого влияния на генерирующие компании и не повышает энергоэффективность промышленных потребителей. Не улучшает их финансовое состояние и их инвестиционный потенциал.

В следующей главе исследования рассмотрены проблемы, связанные с ценообразованием на электроэнергию, поставляемую на оптовый рынок, в ОАО «ТГК-9», а также предложены пути их решения.

  1.  
    ПРОБЛЕМЫ, СВЯЗАННЫЕ С ЦЕНООБРАЗОВАНИЕМ НА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЮ, ПОСТАВЛЯЕМУЮ НА ОПТОВЫЙ РЫНОК В ОАО «ТГК-9», И ПУТИ ИХ РЕШЕНИЯ

В ходе исследования было выявлено, что политика ФСТ была нацелена на переход с методики формирования тарифов на ОРЭ с учетом экономически обоснованных затрат к методу индексации тарифов для того, чтобы стимулировать генерирующие компании снижать издержки и производственные затраты. Но как видно из анализа, проведенного в предыдущих главах работы, генерирующие компании, функционирующие в неценовых зонах ОРЭ, по прежнему лишены этих стимулов. Из анализа видно, что динамика тарифов на ЭЭ в регулируемом секторе ОРЭ имеет устойчивую тенденцию к росту.

Рассмотрим основную проблему, в которыми сталкиваются потребители ЭЭ в Республике Коми и РФ, в особенности промышленные предприятия, покупающие ЭЭ у субъектов ОРЭ. Это рост цен на ЭЭ, несмотря на принятие новой методики формирования тарифов на ЭЭ способом индексации для генерирующих компаний, функционирующих в регулируемом секторе ОРЭ. Из этой проблемы вытекают и остальные последствия для промышленных потребителей: рост производственных затрат, снижение прибыли, снижение инвестиционного потенциала предприятий и, как результат, негативное влияние на инвестиционный потенциал региона.  

Особенности действующей модели ОРЭ препятствуют снижению стоимости электроэнергии, особенно в неценовых зонах ОРЭ а, даже наоборот, ведут к увеличению цен. Модель регулирования тарифов на ЭЭ со стороны ФСТ не предусматривает механизмов, способных обеспечить равные конкурентные условия для всех участников рынка.

Как было выявлено в ходе исследования, формирование цен участников ОРЭ не полностью зависит от рыночных факторов поведения участников торгов, а подвержено влиянию совокупности организационных, структурных и прочих изменений в электроэнергетике России и вышеописанной специфики действующей модели ОРЭ. В настоящее время сектор регулируемых договоров становится невыгодным для части субъектов ОРЭ, так как в нем наблюдается ежегодный стабильный рост тарифов, но некоторые потребители, особенно промышленные предприятия вынуждены покупать на нем ЭЭ через посредников: сетевых компаний и др. Это ведет к росту их затрат, снижению объемов прибыли и, следовательно, негативно влияет на их инвестиционный потенциал.

Кроме того, тарифы на ЭЭ растут и в секторе свободной торговли ОРЭ. Рост цены в секторе свободной торговли обеспечивают участники рынка, неверно сформировавшие плановые энергобалансы и получившие как следствие высокую стоимость электроэнергии.

Таким образом, некоторые аналитики заявляют, что при нынешних ценах на электроэнергию, особенно в секторе регулируемых договоров, крупная отечественная промышленность может понести значительные убытки, а некоторые промышленные потребители даже прекратят свое существование

Новый состав думского комитета по энергетике начинает работу с попытки пересмотра тарифной политики Анатолия Чубайса и Владимира Путина. «Реформа в электроэнергетике должна была стабилизировать тарифы и одновременно создать достаточный ресурс для инвестиций в отрасль. Но ни того, ни другого не случилось», – говорят депутаты. Энергия для предприятий в России часто дороже, чем в США.

Реформа электроэнергетики – если судить о ней по уровню тарифов – провалилась. Несмотря на все обещания, стабилизации или снижения цен на энергию не происходит. Наоборот, они растут и уже сегодня угрожают существованию целых отраслей отечественной промышленности. Как заявил глава комитета Госдумы Иван Грачев в преддверии парламентских слушаний «О совершенствовании законодательного и нормативного регулирования цен и тарифов на электрическую энергию», если ситуация не изменится, то уже через 10 лет энергоемким предприятиям просто придет конец.

Рост цен на ЭЭ на ОР, особенно в неценовых зонах, значительно снижает инвестиционный потенциал крупных потребителей, однако как считает Грачев: «Цены на электроэнергию превышают американские и одновременно не обеспечивают должные потоки инвестиций на воспроизводство и модернизацию энергетики – являются наиболее очевидным свидетельством неблагополучия в отрасли». Кроме того, как было выявлено в ходе анализа, рост тарифов на ЭЭ не обеспечивает и значительный инвестиционный потенциал также и для самих генерирующих компаний. Рост тарифов, прежде всего у производителей ЭЭ, вызван ростом цен на энергоресурсы и условное топливо. Как видно на примере ОАО «ТГК-9», доля тарифа, предназначенная для инвестиций в расширенное воспроизводство близка к нулю, а в некоторые годи и вовсе отсутствует.

Прагматичное, свободное от либеральных мифов совершенствование энергетического законодательства предполагает анализ проблем и обобщение опыта реформ компетентными представителями всех участников процесса – от генерации до потребителя. При этом не случайно сравнение с США, где цены на электроэнергию неизменны уже 20 лет. И американские предприниматели уверены, что и в следующие 20 лет тарифы кардинально меняться не будут. «Уже сегодня для отечественной промышленности электроэнергия стоит примерно в 1,5 раза дороже, чем в США, – отмечает Грачев. – Если цены в России будут продолжать в среднем расти на 15% в год, то через 10 лет они превысят американские в 3–4 раза. Это и будет концом всей нашей энергоемкой промышленности…». [19]

Не только произвольное ценообразование в секторе свободной торговли ОРЭ и резкие скачки цен, но в большей степени методика индексации тарифов на ЭЭ в регулируемом секторе, проводимая со стороны ФСТ по отношению к генерирующим компаниям, заставляют задуматься о проблеме энергетической безопасности для российских предприятий и граждан. Обычно власти понимают под энергобезопасностью наличие надежных коридоров для экспорта газа. Однако для граждан и предприятий энергобезопасность – это стабильные внутренние цены на энергию, которые не подрывают ни отечественный бизнес, ни семейные бюджеты. И именно этой энергетической безопасности граждане и предприятия в нашей стране фактически лишены. В любой момент лоббисты могут спровоцировать новое повышение цен на энергию – что уже наблюдалось во многих регионах страны в последние годы. При этом нет никаких гарантий, что тарифы на энергию не перегонят цены на энергию в самых богатых странах мира. Так что в любой момент внутреннее производство может стать нерентабельным, а предприятия могут оказаться неконкурентоспособными из-за высоких производственных издержек.

С мнением нового главы думского комитета по энергетике согласны многие отраслевые эксперты. «Несмотря на предпринимаемые усилия, рост цен на электроэнергию по итогам 2012 года, вероятнее всего, окажется выше инфляции. Это связано с необходимостью финансирования масштабных инвестиционных программ генерирующих и распределительно-сетевых компаний, – считает аналитик компании «Солид» Елена Юшкова. В то же время принимаемые меры по регулированию как регулируемых, так и либерализованных секторов электроэнергетической сферы по ограничению роста издержек предприятий приведут к желаемому эффекту через несколько лет. Если оставить все как есть и не пытаться изменить ситуацию, то уже к 2014 году цены на электроэнергию в России будут выше, чем в США или в Финляндии, что крайне негативно скажется на всех потребителях. Однако в первую очередь это ударит по промышленным потребителям, а также по малому и среднему бизнесу».

Как отмечает Юшкова, в 2011 году произошло серьезное увеличение цен на электроэнергию: темп роста тарифов в большинстве субъектов РФ существенно опередил определенный правительством предельный уровень индексации, установленный на уровне 15%. Например, рост цены для конечных потребителей составил в Тверской области 32,9%, в Курской – 33,2%, в Саратовской – 32%, в Омской – 30%, в Астраханской – 46,5%, в Пензенской – 37%. Также наблюдался рост тарифов на ЭЭ и у генерирующих компаний неценовых зон, что отражено в предыдущих главах данной работы.

«Что касается цены на электроэнергию для промышленности, то здесь государство оказывает влияние на ситуацию через ФСТ и для генерирующих компаний сектора регулируемых договоров ОРЭ, а также и через установление сбытовой надбавки для гарантирующих поставщиков и индексации цен на мощность – один из компонентов выручки генераторов», – отмечает старший аналитик компании «Метрополь» Константин Рейли. «По нашим ожиданиям, индексация тарифов для всех этих компонентов не превысит уровень инфляции. Цена на электроэнергию на свободном рынке тоже не должна превысить уровень инфляции, принимая во внимание ввод эффективных мощностей, которые способны работать с меньшими издержками, и ограниченный рост цен на газ в 2012 году как основного компонента этих издержек». [19]

По словам эксперта, сейчас с ценообразованием в электроэнергетике происходит то, что и ожидалось по итогам 2011 года: во-первых, пересмотр параметров для долгосрочной методологии регулирования тарифов, что приведет к более умеренной индексации данных тарифов в ближайшие пять лет. Во-вторых, изменение в регулировании крупнейших региональных сбытовых компаний (гарантирующие поставщики), которые в полной мере вступят в силу с 1 апреля и свяжут руки их владельцам в их стремлении получить дополнительные прибыли для компании за счет бизнеса.

В свою очередь, руководитель отдела стратегических исследований департамента исследований ТЭКа, Института проблем естественных монополий (ИПЕМ) Александр Григорьев считает, что проблемы роста расходов населения и промышленности на электроэнергию не исчерпываются лишь проблемой тарифов. «Электроэнергия все же продается генерирующими компаниями на оптовом рынке, где и формируется значительная часть конечной цены у потребителя, – напоминает он. – Тем не менее в 2011 году доля сетевой составляющей в конечной цене возросла и, по разным оценкам, составляет 50–55%». Нынешний год не должен побить рекордов 2011 года по росту цен для потребителей, по крайней мере в первом полугодии. «Во-первых, сказывается перенос ежегодного роста тарифов естественных монополий с начала года на его середину. Во-вторых, ценовая ситуация на рынке пока остается менее напряженной для потребителей, чем в прошлом году, – говорит Григорьев. – Пока не вполне ясно, что это было предвыборное ограничение, или самоограничение роста цен со стороны производителей электроэнергии, или осознание как со стороны государства, так и самой электроэнергетики того факта, что есть определенный объем денег, который отрасль может получить от потребителей, и этот потолок достигнут».

По регионам картина существенно различается, не внушая оптимизма. В 11 регионах электропотребление превысило советский максимум: Удмуртия – на 2%, Вологодская область и Республика Коми – на 4%, Карелия – на 5%, Кубань – на 8%, Астраханская и Ленинградская области – на 10%, Тюменская область – на 15%, Калининградская область – на 21%, Московская область – на 24%, Дагестан – на 60%. [14] При этом мощность и пропускная способность энергосистемы остается на прежнем уровне или снижается из-за выбытия старых мощностей. Суммарная мощность устаревшего оборудования на всех электростанциях компании ОАО «ТГК-9», как и многих других генерирующих компаний в РФ достигает 39% установленной мощности, в том числе на тепловых электростанциях – 40%, на гидравлических – более 50%. Ожидается, что к 2020 году 57% мощностей действующих тепловых электростанций отработают свой ресурс.

После того как основное оборудование для генерирующих установок и магистральных сетей исчерпает индивидуальный ресурс, требуется техническое перевооружение или его остановка. По прогнозам ИНЭИ РАН, в целом по стране прекращение эксплуатации этого оборудования привело бы к снижению мощности на 34 млн кВт (в основном за счет тепловых электростанций).

В мае 2008 года была утверждена Инвестиционная программа на 2008–2012 годы. Она задала параметры первого из двух этапов инвестиционного развития электроэнергетики.

Первый этап, 2008-2012 годы – взрывообразный старт «с нуля». Инвестиционная программа предполагала строительство 98,8 тыс. км линий электропередачи, 156,9 тыс. МВт трансформаторной мощности и 43,9 тыс. МВт новой генерации. Это примерно 15-кратный рост в годовом исчислении по сравнению с предшествующим периодом. Объем ежегодных капиталовложений в отрасли электроэнергетики с 2002 до 2009 года увеличивается в 17 раз, мощность ежегодно вводимых энергообъектов – в 20 раз (с 640 МВт до 12,9 тыс. МВт). Планируется, что в 2012 году каждое из технологических звеньев электроэнергетики получит свои источники и для текущего функционирования, и для инвестиционного развития. При объеме инвестиционной программы около 4,4 трлн. руб. частные инвестиции составят почти 1 трлн руб.

Второй этап, после 2012 года – стационарный. Согласно базовому сценарию, потребление электроэнергии до 2020 года будет расти в среднем на 4,1% в год (по максимальному сценарию – на 5,2%). В соответствии с «Генеральной схемой размещения объектов электроэнергетики до 2020 года» среднегодовой объем ввода энергообъектов с 2011 по 2020 годы составит 8 ГВт при базовом сценарии и до 14 ГВт при максимальном. По оценкам авторов реформы, потребность российской энергетики в инвестициях до 2020 года составит 20 млрд. долларов ежегодно. [14]

Как видно из описанного выше в данной главе, проблема роста тарифов на ЭЭ, с которой столкнулись потребители ЭЭ, в частности промышленные предприятия и бизнес, вытекает из сложностей в работе самих генерирующих компаний. И как видно из предыдущих глав данного исследования, даже у генерирующих компаний неценовых зон существуют явные проблемы, несмотря на то, что в отношении них применяется методика индексации тарифов со стороны ФСТ. Обратимся к нашему примеру – ОАО «ТГК-9» (далее – ТГК) – компании, у которой, как и у большинства других производителей ЭЭ в РФ, существуют определенные трудности.

На сегодняшний день руководство ОАО «ТГК-9» столкнулось с рядом проблем организационного и экономического характера, которые можно разделить на 4 блока [20]: 

1. Проблемы, связанные с реорганизацией АО-энерго.

2. Внутренние проблемы ТГК.

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

4. Проблемы, связанные с выходом ТГК на ОРЭ.

Проблемы, связанные с реорганизацией АО-энерго – реорганизация АО-энерго заключалась в его разделении на несколько компаний по видам деятельности и соответствующем разделении персонала, активов и пассивов общества. Возникшие при этом проблемы связаны либо с недостаточной подготовкой к реорганизации (несвоевременная разработка организационных структур новых компаний, ошибки при составлении разделительного и вступительных балансов и т. п.), либо с различной интерпретацией соответствующих методических указаний и законодательных ограничений. Наиболее значимыми являются:

1. Нехватка квалифицированного персонала для работы на ключевых позициях. Данная проблема обусловлена как объективным увеличением числа ключевых позиций в результате дублирования исполнительного аппарата, так и уходом управленческих команд вместе с генеральным директором АО-энерго. Решение вопроса осложняется тем, что формирование новой структуры и приход новых менеджеров делает будущее персонала недостаточно определенным, и это затрудняет набор новых специалистов.

2. Неполная передача опыта и информации из АО-энерго. Передача сведений, необходимых для функционирования ТГК, осуществлялась в соответствии с требованиями по реорганизации. Однако вместе с ключевыми сотрудниками опыт реализации основных процессов и часть важной информации в ТГК не переходили. Примером такого недостатка данных может служить отсутствие в ТГК сведений о сбыте ЭЭ за предыдущие периоды и отчетов об оценке имущества, перешедшего на баланс компании. Необходима также передача опыта взаимодействия с регулирующими органами, формирования и защиты бизнес-планов.

3. Неэффективность организационных структур ТГК. Организационные структуры компаний, выделяемых из АО-энерго, создавались прежними управленческими командами под определенные персоналии без учета перспектив интеграции ТГК. Они не всегда согласуются с требованиями нового менеджмента и централизованной системы управления ТГК. В некоторых случаях формирование структуры управления осуществлялось без участия менеджмента ТГК либо в условиях неопределенности состава руководства.

4. Передача по разделительному балансу части дебиторской задолженности (ДЗ) за ЭЭ. Во-первых, ТГК не имеет достаточно опыта и информации для работы с переданными ей дебиторами: в АО-энерго работа с ДЗ осуществлялась энергосбытовыми филиалами, а в большинстве случаев персонал, выполнявший сбытовую функцию, перешел в созданные путем выделения из АО-энерго энергосбытовые компании. Во-вторых, ТГК ограничена в возможностях взыскивать ДЗ, используя механизмы отключения дебиторов – потребителей ЭЭ. Это довольно существенная проблема в деятельности ТГК, поскольку ДЗ в номинальной выручке занимает основную долю.

5. Низкая рентабельность генерации. Особенности разделения НВВ, утверждаемой ФСТ при формировании тарифов на ЭЭ, способствуют низкой рентабельности деятельности ТГК. Перекос НВВ в пользу сетевых компаний обусловлен не только позицией генеральных директоров АО-энерго, о которой уже говорилось, но и тем, что сетевая компания как правопреемник АО-энерго несет наибольшую нагрузку по платежам в бюджеты всех уровней и дивидендам. Несмотря на обоснованность более высокой рентабельности сетевых компаний, такое разделение НВВ в будущем может создать серьезные проблемы для ТГК, поскольку темпы роста тарифов на ЭЭ ограничиваются ФСТ, а пересмотр утвержденного разделения НВВ невозможен.

6. Отсутствие необходимого имущества. Имущество, совместно используемое генерирующей и сетевой компаниями, при реорганизации АО-энерго было разделено, что приводит к нехватке определенных видов имущества как у ТГК, так и у других создаваемых компаний. При этом может оказаться, что стоимость имущества, оставшегося в сетевых компаниях, весьма существенна, в то время как стоимость имущества, перешедшего в ТГК невелика. Средства на приобретение указанного имущества считаются издержками реорганизации АО-энерго и в расчет НВВ не включаются.

Перечисленные проблемы, в той или иной степени проявляющиеся ТГК, носят организационный характер и могут быть решены при условии активного участия менеджмента ТГК в процессах согласования параметров текущей деятельности, более эффективным управлением ДЗ и т. д.

Организационные проблемы могут быть существенно сглажены внедрением процессного управления, который предусматривает внедрение планирования и управления бизнес-процессами на основе создания дерева целей и стратегической карты ОАО «ТГК-9», внедрения моделей бизнес-процессов верхнего уровня «как есть» и «как должно быть», моделей пилотных процессов «как есть» (содержащие проблемы и предложения по изменению, обозначенные участниками этих процессов). Кроме того необходимо внедрение концепции процессного управления, включающей ролевую модель управления процессами и перспективную оргструктуру с привязкой бизнес-процессов к ролям и должностям, а также план перехода к перспективной оргструктуре и комплекс мероприятий по совершенствованию пилотных бизнес-процессов: «Управление ДЗ», «Управление закупкой оборудования, материалов, работ и услуг», «Техническое обслуживание и ремонты оборудования», «Формирование оперативного факта деятельности».

В ходе данного процесса сотрудникам ОАО «ТГК-9» должна быть передана технология описания и совершенствования бизнес-процессов, проведено обучение и даны профессиональные характеристики самостоятельной работы сотрудников ОАО «ТГК-9».

При реализации подобного проекта менеджментом должен быть освоен метод описания и совершенствования бизнес-процессов на основе передовых программных продуктов, таких как: ARIS компании Software AG & IDS Scheer и иные оригинальные методики.

Желательно закрепить полученные результаты в ходе вышеописанного процесса – организовать полноценный процессный офис, разработать регламентную базу и обучить сотрудников [29]. 

Проблему управления ДЗ также необходимо решать в первостепенном порядке. ДЗ – высоколиквидный актив, который можно использовать для привлечения дополнительного финансирования. Для эффективного решения данной трудности следует применять комплексные и системные подходы. Работы с ДЗ требуют наличие квалифицированной подготовки и большого опыта, при отсутствии которого в силу вышеописанных причин можно использовать один из наиболее распространенных методов – передачу управления ДЗ факторинговой компании.

С помощью факторинга вполне реально организовать процесс управления ДЗ, максимально снижая возможные риски. Административное управление ДЗ – это комплекс работ, проводимых факторинговой компанией для качественной проверки дебиторов и улучшения их платежной дисциплины. Передача работ с ДЗ на обслуживание в факторинговую компанию (ФК) позволит сократить собственные издержки на риск-менеджмент, поскольку оценку платежеспособности дебиторов ФК берет на себя. Кроме того можно не тратить усилия на контроль своевременности оплаты, также не придётся напоминать дебиторам о просрочке платежа лично. Эта функция, так же как и сбор проблемной ДЗ, ляжет на плечи ФК.

Работа с ФК дает возможность сконцентрировать усилия на развитии бизнеса и освобождает от многочисленных сопутствующих действий [28].

Внутренние проблемы ТГК:

1. Ухудшение технико-экономических показателей работы ТГК вследствие снижения потребления ЭЭ промышленными предприятиями, а следовательно, и падении объемов выработки ЭЭ (тенденция описана в пункте 2.2 главы 2 исследования). Данная тенденция является общей для многих ТГК и связана, во-первых, с активным внедрением крупными промышленными потребителями энергосберегающих технологий и вводом собственных источников ЭЭ, а во-вторых, с объективным спадом производства в некоторых отраслях промышленности и в ряде регионов в целом. Повышение качества работы с потребителями и продуманная тарифная политика ТГК способны существенно уменьшить масштаб этой проблемы, но вряд ли решат ее полностью.

2. Неэффективные производственные мощности. Развитие энергетической отрасли определило длительные сроки эксплуатации генерирующих мощностей, введенных в 1950-1970 гг., которые в настоящее время используются наряду с более современными мощностями. Как правило, неэффективными являются ТЭЦ малой мощности, работающие на устаревшем оборудовании. Топливная составляющая себестоимости ЭЭ, производимой данными станциями, как правило, превышает цены, складывающиеся в секторе свободной торговли ОР. Кроме того, не все эти станции в силу малой мощности способны стать субъектами ОРЭ и работать в регулируемом секторе, на рынке двусторонних договоров. Отрицательный эффект может быть уменьшен за счет оптимизации загрузки мощностей. При общей неэффективности станций, обусловленной наличием морально устаревшего оборудования и существенной нагрузки, такой подход неприемлем. В описанных случаях допустимы следующие варианты действий менеджмента ТГК:

– «защита» тарифов на ЭЭ на совещаниях в ФСТ, уровень которых позволит покрыть убытки от выработки ЭЭ на неэффективных мощностях. При этом необходимо учитывать наличие платежеспособного спроса, а также то, насколько гибка ФСТ в повышении тарифов на ЭЭ;

– продажа либо сдача в аренду неэффективных мощностей заинтересованным лицам, в качестве которых могут выступать администрации соответствующих муниципальных образований в силу преобладания населения в структуре потребления таких ТЭЦ. Однако в большинстве случаев администрации муниципальных образований не имеют компетенций, необходимых для управления ТЭЦ и средств в бюджете на покупку либо аренду ТЭЦ;

– модернизация ТЭЦ, улучшение технико-экономических показателей оборудования. Модернизация любой станции является отдельным инвестиционным проектом, эффективность которого во многом зависит от возможностей применения различных механизмов возврата инвестиций;

3. Отсутствие заинтересованности в уменьшении затрат. Существующая система государственного регулирования тарифов на ЭЭ (несмотря на переход от затратного метода к методу индексации) не стимулирует ТГК к снижению затрат. После достижения определенных результатов (например, в случае получения существенной экономии) регулирующие органы могут снизить тарифы. При выходе ТГК на ОРЭ и переходе к рыночному ценообразованию уменьшение издержек стало одной из основных задач компаний. Однако, как было доказано выше, это не проявляется в неценовых зонах в регулируемом секторе ОРЭ.

4. Отсутствие целостной инвестиционной политики. Затраты на ремонт оборудования существенно превышают инвестиции, направляемые на реновацию основных фондов, хотя первые, в отличие от вторых, не окупаются (вследствие малой доли средств на капитальные вложения и инвестиции на ремонт и модернизацию производства в структуре тарифов ТГК, описанных ранее). Инвестиционные программы ТГК, как правило, формируются с учетом размера амортизационных отчислений. Кредиты банков и схемы, связанные с привлечением сторонних инвесторов, практически не используются, эффективность данных вариантов не просчитывается. Кроме того, система, при которой инвестиционные программы формируются для освоения амортизационных отчислений, бесполезна и может приводить к реализации проектов, имеющих диаметрально противоположные цели, например улучшение технико-экономических показателей неэффективных мощностей и вывод тех же самых мощностей из эксплуатации.

5. Рост цен на основные виды ресурсов и сырья, используемые в производстве ЭЭ, который также ведет к росту цен в тарифных заявках, отправляемых на рассмотрение в ФСТ. Этот процесс вызывает существенное увеличение затрат на производство ЭЭ, поскольку расходы на сырье имеют львиную долю в структуре тарифа во всех ТГК.

Решение данных проблем зависит не только от деятельности менеджмента ТГК, но и от органов регулирования и крупных промышленных потребителей, поэтому установление конструктивных взаимоотношений с ними позволит существенно уменьшить масштаб проблем. Кроме того, как было выявлено в ходе исследования и описано во 2й главе данной работы, при имеющейся системе тарифообразования наличие данных проблем не влияет на основные показатели деятельности ТГК, однако их необходимо решать, чтобы снизить ценовую нагрузку не только на промышленных потребителей, но и на другие категории пользователей ЭЭ.

Проблемы, обусловленные существенными различиями между электростанциями в составе ТГК – 3ий блок проблем, возникающих у ТГК Он связан с существенными различиями м/у электростанциями, входящими в ее состав. Данные различия обусловлены региональными особенностями, составом оборудования, квалификацией персонала электростанций и пр. Тем не менее для построения эффективной системы управления необходима унификация ряда показателей и ключевых бизнес-процессов, таких как работа на ОРЭ, управление закупками, бизнес-планирование и т. д.

Основными проблемами, связанными с различиями м/у электростанциями, входящими в состав ТГК, являются следующие:

1. Неоднородность организационных структур. Существующие структуры, как уже говорилось, зачастую разрабатывались без участия менеджмента ТГК и в ходе реорганизации претерпели значительные изменения, не отвечающие целевой структуре ТГК. Логичным представляется формирование единой организационной структуры ТГК и типовых структур филиалов. Однако данный процесс сопряжен с определенными сложностями: организационные структуры ТГК заметно различаются, что проявляется в разной степени централизации управления филиалами и связано с разными профессиональными компетенциями сотрудников, занимающих те или иные позиции, а также квалификацией ключевых сотрудников.

2. Неоднородность технического состояния станций. К проблемам данного блока относится и различная тарифная политика в регионах, результатом которой является разный уровень расходов на ремонтные работы и техперевооружение, определяющий техническое состояние электростанций. Для решения проблемы необходимо разумно перераспределять инвестиционные и ремонтные средства, однако задача осложняется политическими ограничениями, касающимися перераспределения бюджетов м/у регионами.

3. Отсутствие централизованных поставок топлива в ТГК. Результатом данной ситуации становятся различные цены на газ, мазут и уголь и существенная разница в эффективности производства ЭЭ.

Вопрос устранения структурных различий м/у станциями находится исключительно в компетенции менеджмента ТГК и предполагает лишь принятие административных решений. Напротив, сгладить технические и экономические неоднородности трудно или практически невозможно; этот процесс потребует существенных человеческих и материальных затрат.

Проблемы, связанные с выходом ТГК на ОРЭ:

1. Тарифы на ЭЭ устанавливают разные регулирующие органы. После выхода ТГК на ОРЭ определение тарифов на регулируемом рынке относится к компетенции ФСТ (с применением новой методики формирования тарифов на ЭЭ способом индексации), в то время как функция регулирования тарифов на тепловую энергию, например, остается у РЭК. Несогласованность позиций регулирующих органов может привести к установлению тарифов ниже экономически обоснованного уровня.

2. Зависимость отклонений от планового диспетчерского графика (ПДГ) от резких колебаний температуры наружного воздуха при невозможности изменения тепловой нагрузки. Наличие указанной зависимости увеличивает риск отклонений ТГК от ПДГ и как следствие штрафов. Данный риск допустимо снизить путем улучшения планирования, включения в ПДГ конденсационной выработки ТЭЦ либо путем дополнительной выработки тепловой энергии на водогрейных котлах (в случае их наличия). Однако как производство ЭЭ в конденсационном цикле на ТЭЦ, так и производство тепловой энергии на водогрейных котлах экономически менее эффективны, чем комбинированная выработка ЭЭ и тепловой энергии. Риск уплаты штрафов вследствие отклонений относительно невелик, но его наличие снижает конкурентоспособность ТГК по сравнению с ОГК, где объем производства ЭЭ не зависит от тепловой нагрузки.

3. Риск снижения платежеспособности энергосбытовых компаний. В настоящее время все ТГК, созданные путем выделения, реализуют производимую ими ЭЭ по регулируемым договорам (в регулируемом секторе ОР) купли-продажи выделенным из тех же АО-энерго сбытовым компаниям. При этом активизируется процесс выхода крупных платежеспособных промышленных потребителей в сектор свободной торговли ОРЭ ч/з независимые энергосбытовые компании. Результатом ухода потребителей становится уменьшение выручки и прибыли энергосбытовых компаний, выделенных из АО-энерго, и снижение их финансовой устойчивости, что связано с более низкой, чем у крупных промышленных потребителей, платежеспособностью бюджетных потребителей и населения. Снижение финансовой устойчивости энергосбытовых компаний может привести к задержкам оплаты поставленной ТГК ЭЭ, возникновению кассовых разрывов у ТГК.

Названные проблемы являются системными, их решение находится вне компетенции менеджмента ТГК. Однако минимизация рисков посредством повышения качества планирования и конструктивного сотрудничества с регулирующими органами вполне возможна.

Итак, перечисленные в настоящей статье проблемы влияют на рост тарифов на ЭЭ на ОР в регулируемом секторе. Рост же тарифов ТГК вызывает рост затрат у сетевых и сбытовых компаний. В конечном итоге это приводит к росту конечных цен для всех групп потребителей. Это существенно сказывается на состоянии и перспективах промышленных предприятий и их инвестиционном потенциале.

Во избежание серьезных последствий для промышленности, иного бизнеса и населения классифицированы негативные факторы (проблемы в деятельности ТГК) и предложены укрупненные задачи по их решению (на основе действий, изложенных выше по тексту в данной главе).

Таким образом, проблемы генерирующих компаний (пользуясь примером ОАО «ТГК-9») можно разделить на две группы:

  1.  Системные, решение которых зависит от внешних контрагентов в большей степени, чем от менеджмента ТГК;
  2.  Внутренние, решение которые находится в компетенции менеджмента ТГК.

Системными являются проблемы, не решенные в АО-энерго или связанные с выходом ТГК на ОРЭ. Практически все вопросы, возникшие в процессе реорганизации АО-энерго, а также обусловленные различиями м/у электростанциями в составе ТГК, могут быть решены менеджментом ТГК самостоятельно.

В этой связи первоочередными являются следующие задачи:

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

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

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

Для частичного решения системных проблем, связанных с деятельностью ТГК на ОРЭ, необходимо построение эффективной системы тарифообразования, в которой регулирующие органы, устанавливающие тарифы, будут проводить согласованную тарифную политику на федеральном и региональном уровнях.

Помимо описанных проблем, в ОАО «ТГК-9» присутствуют и отраслевые риски, влияние которых также может сказаться на уровне тарифов на ЭЭ. 

Влияние  возможного  ухудшения  ситуации  в  отрасли  на  деятельность ТГК может зависеть от нескольких факторов:

  •  Зависимость от цены на природный газ и иное топливо (высокая доля в затратах);
  •  Ограничения на поставку природного газа для инвестиционных проектов ОАО «ТГК-9». Дополнительные риски – состояние газопроводов, ограничение пропускной способности. Мерами по нивелированию данного риска могут стать переговоры с ОАО «Газпром» по согласованию дополнительной потребности в газе для реализации инвестиционных проектов ОАО «ТГК-9» при содействии администрации регионов, заключение долгосрочных договоров на потребление газа с независимыми производителями;
  •  Усиление конкуренции на рынках тепловой энергии. Для улучшения своих конкурентных позиций планируется проводить реконструкцию действующих и строительство новых генерирующих объектов и тепловых сетей, а также техническое перевооружение ОПФ;
  •  Отказ крупных промышленных потребителей от ЭЭ и теплоэнергии ОАО «ТГК-9» и строительство собственных ТЭЦ. Для нивелирования данного риска ОАО «ТГК-9» проводит активную работу с посредниками и потребителями, направленную на формирование взаимовыгодных, доверительных  отношений по долгосрочному сотрудничеству;
  •  Отказ муниципальных образований от централизованной теплофикации и электрификации от источников ОАО «ТГК-9». Общество сотрудничает с администрациями регионов, муниципальных образований для формирования единого видения развития территорий, включающего в себя  план  развития  тепло- и электрогенерирующих мощностей, а также теплосетевой инфраструктуры.

Риски, связанные с возможным изменением цен на сырье, услуги, используемые в деятельности ТГКОАО осуществляет закупки сырья и оборудования. В связи с этим существуют риски, связанные с возможным  повышением цен на сырье и оборудование. В случае отрицательного влияния изменения цен на сырье и оборудование на деятельность компании Обществом предполагается осуществить все действия, направленные на снижение  влияния таких изменений на свою деятельность, в т. ч.: сокращение издержек производства, сокращение расходов, привлечение заемных средств.

Риски, связанные с возможным изменением цен на продукцию – ТГК осуществляет сбыт ЭЭ на ОР. В случае повышения цен на продукцию Общества существуют риски,  связанные с уходом крупных промышленных потребителей ЭЭ от покупки ЭЭ и переходом на собственное производство ЭЭ. Потенциально лояльность таких потребителей является достаточно высокой, в связи с существенными затратами, которые они могут понести при запуске собственного источника генерации.

Возможное изменение цен на продукцию ТГК м. б. связано с государственным регулированием тарифов на ЭЭ, в результате чего они м. б. установлены ниже экономически  обоснованного уровня, что может существенно ухудшить финансово-экономическое состояние ТГК и повлиять на исполнение своих обязательств перед кредиторами.

Основную часть выручки ТГК получает и планирует получать от основной деятельности (продажи тепло- и ЭЭ). Поэтому для ТГК существенным является риск необеспечения необходимых затрат источниками финансирования в утверждаемых регулирующими органами тарифах.

Действия Общества по минимизации данных рисков:

  •  повышение  операционной  эффективности  путем  реализации программ по снижению производственных издержек и экономии топлива;
  •  проведение работы по заключению долгосрочных контрактов на снабжение ЭЭ;
  •  проведение взвешенной финансовой политики;
  •  взаимодействие с регулирующими органами по обоснованию расчетных уровней  тарифов на ЭЭ с целью утверждения тарифов, обеспечивающих источниками финансирования все необходимые расходы Общества;
  •  проведение систематического мониторинга, анализа и оценки действующих цен и тарифов, их структурных составляющих, а также обобщение накопленного положительного опыта в области тарифообразования для распространения его в филиалах.

Таким образом, эффективный риск-менеджмент и оперативный характер преодоления проблем в Коми филиале ОАО «ТГК-9» могут замедлить рост тарифов на ЭЭ, что в конечном итоге существенно снизит ценовую нагрузку на промышленных потребителей и иных пользователей ЭЭ. Это также положительно повлияет на инвестиционный потенциал РК и предприятий.


ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Современное состояние топливно-энергетического комплекса (ТЭК) во многом является следствием результатов осуществления экономических реформ. Наметившийся экономический рост в РФ требует увеличения инвестиций в субъекты экономики, важнейшим источником которых являются собственные средства предприятий, формируемые в основном за счет прибыли, на размер которой значительно влияет уровень тарифов на электроэнергию. Однако необоснованный рост тарифов на электроэнергию в этом случае может привести к сдерживанию темпов наметившегося экономического роста.

Поскольку в структуре тарифа основная составляющая принадлежит производителям ЭЭ – генерирующим компаниям, то именно тенденции изменения их тарифов являются ключевыми и задают направление динамике тарифов на ЭЭ, поставляемую конечным потребителям: населению, малому, среднему бизнесу и промышленным предприятиям. Именно тарифы на ЭЭ у генерирующих компаний являются первоочередным фактором, влияющим на финансовое состояние, рентабельность и объемы прибыли промышленных потребителей, определяя их инвестиционный потенциал и потенциал развития регионов и страны в целом.

Методика формирования тарифов на ЭЭ на основе экономически обоснованных затрат лишала генерирующие компании стимулов модернизировать производство, сокращать затраты и повышать энергоэффективность в силу того, что затраты уже были заложены в тариф административным путем. Республика Коми входит в неценовую зону (сектор регулируемых договоров ОРЭ), где тарифы на ЭЭ устанавливаются ФСТ. Недавно в регулируемом секторе ОРЭ был совершен переход с методики формирования тарифов на основе экономически обоснованных затрат к методу индексации тарифов с целью стимулировать предприятия к экономии, снижению издержек производства и его модернизации. Этого не обеспечивала старая методика. Новый принцип формирования тарифов на ЭЭ является более либеральным, скорее экономического характера, нежели административного. Однако и эта методика не возымела должного эффекта. Новая методика по-прежнему покрывает даже растущие цены на топливо и иные виды сырья для производства ЭЭ генерирующими компаниями, не заставляя их повышать энергоэффективность и модернизировать производство.

Новая методология формирования тарифов на ЭЭ для промышленных потребителей в неценовых зонах привела к более стремительному росту тарифов, а следовательно и к увеличению затрат на данный вид ресурса со стороны промышленных предприятий. Это негативно сказывается на конечном финансовом результате данных организаций и их энергоэффективности. Что неблагоприятно отражается на инвестиционном климате РК.

Выход ОАО «ТГК-9» на ОР ЭЭ в сегменте регулируемых договоров (для РК) был необходим для самой компании и экономики региона и стал возможен после того, как была подготовлена необходимая нормативная база – правила функционирования ОР ЭЭ и мощности. Данная компания также стала применять новый индексный метод при формировании тарифов (тарифных заявок в ФСТ) на ЭЭ, Изменение методики формирования тарифов на ЭЭ, поставляемую Коми филиалом ОАО «ТГК-9» на ОР, привело к более резкому росту цен на данную ЭЭ. Это также позволило организации почти не потерять объем прибыли к концу 2011г. по сравнению с 2007г., хотя наблюдались тенденции достаточно резкого роста цен на основное сырье (топливо) и иные ресурсы (ЗП и т. д.) и материалы. Методика индексации при формировании тарифов на ЭЭ, поставляемую филиалом на ОР позволила сгладить негативные последствия для данной организации, которые могли бы быть вызваны ростом цен на сырье и ресурсы, сокращением объемов производства и привела к росту выручки в целом по компании.

Безусловно, изменение методики формирования тарифов на ЭЭ, поставляемую на ОР, положительно сказалось на деятельности изучаемой компании, но можно с уверенностью заявить, что это может явиться негативным фактором в деятельности промышленных потребителей ЭЭ. Ведь ЭЭ – ключевой ресурс в современном производстве. Поэтому рост цен на нее напрямую может сказаться на объемах выручки, а следовательно и прибыли промышленных предприятий. Это не замедлит отразиться на их инвестиционном потенциале, что может привести к некой стагнации процесса развития инвестиционного климата РК с течением времени.

Также можно с уверенностью сказать, что метод индексации, введенный с целью стимулировать генерирующие компании, не работает должным образом, поскольку, как видно на примере Коми филиала ОАО «ТГК-9», у компании по-прежнему отсутствуют стимулы повышать энергоэффективность своего производства, а, следовательно, сокращать собственные затраты.

Но что же заставляет генерирующие компании повышать тарифы на ЭЭ? Именно ряд системных и внутренних проблем, с которыми они сталкиваются, а также влияние отраслевых рисков. Именно противодействие проблемам, связанным с реорганизацией АО-энерго, внутренним проблемам, сложностям, обусловленным существенными различиями м/у электростанциями в составе генерирующих компаний и трудностям, связанным с их выходом на ОРЭ, а также организация эффективного риск-менеджмента позволит генерирующим компаниям затормозить, сдержать рост тарифов на ЭЭ. Данные меры в конечном итоге существенно снизят ценовую нагрузку на промышленных потребителей и иных пользователей ЭЭ.

Установление тарифов на ЭЭ должно приниматься на основе комплексного подхода, обеспечивающего баланс интересов государства, потребителей и производителей энергии. Это также положительно повлияет на инвестиционный потенциал не только РК и предприятий региона, но и возымеет положительный эффект на территории многих субъектов РФ.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ И ИСТОЧНИКОВ

  1.  «Об электроэнергетике» Федеральный Закон Российской Федерации от 26.03.2003г. №35-ФЗ [принят ГД РФ 21.02.2003 г.; действующая редакция] // «Собрание законодательства РФ», 31.03.2003, № 13, ст. 1177
  2.  «Об утверждении правил оптового рынка электрической энергии и мощности и о внесении изменений в некоторые акты правительства российской федерации по вопросам организации функционирования оптового рынка электрической энергии и мощности» Постановление Правительства РФ от 27.12.2010 № 1172 //  «Собрание законодательства РФ», 04.04.2011, № 14, ст. 1916
  3.   «О ценообразовании в области регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике» Постановление Правительства РФ от 29.12.2011 г. № 1178 // «Собрание законодательства РФ», 23.01.2012, № 4, ст. 504
  4.   «Об утверждении формул индексации регулируемых цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность), применяемых в договорах купли-продажи электрической энергии (мощности), порядка их применения, а также порядка установления плановых и фактических показателей, используемых в указанных формулах» Приказ Федеральной службы по тарифам от 30.10.2009г. № 268-э/1 [Зарегистрировано в Минюсте РФ 06.11.2009 № 15189; ред. от 26.10.2010] // «Российская газета», 10.11.2009, № 210
  5.  «О тарифах на электрическую энергию (мощность), продаваемую на оптовом рынке по договорам в рамках предельных (минимального и максимального) объемов продажи электрической энергии (мощности) по регулируемым ценам (тарифам)» Приказ  Федеральной службы по тарифам от 29.12.2006 г. № 484-э/5 // «Информационный бюллетень Федеральной службы по тарифам», № 48, 29.12.2006
  6.  «О тарифах на электрическую энергию (мощность), продаваемую на оптовом рынке по договорам в рамках предельных (минимального и максимального) объемов продажи электрической энергии (мощности) по регулируемым ценам (тарифам)» Приказ Федеральной службы по тарифам от 25.12.2007 г. № 535-э/2 // «Информационный бюллетень Федеральной службы по тарифам», № 48, 31.12.2007
  7.  «О тарифах на электрическую энергию (мощность), продаваемую на оптовом рынке по договорам в рамках предельных (минимального и максимального) объемов продажи электрической энергии (мощности) по регулируемым ценам (тарифам)» Приказ Федеральной службы по тарифам от 25.11.2008 г. № 272-э/8 // «Информационный бюллетень Федеральной службы по тарифам», № 48, 31.12.2008
  8.  «О тарифах на электрическую энергию (мощность), продаваемую на оптовом рынке по договорам в рамках предельных (минимального и максимального) объемов продажи электрической энергии (мощности) по регулируемым ценам (тарифам)» Приказ Федеральной службы по тарифам от 24.11.2009 г. № 326-э/3 // «Информационный бюллетень Федеральной службы по тарифам», № 45, 11.12.2009
  9.  «О ценах (тарифах) на электрическую энергию (мощность), поставляемую в неценовых зонах оптового рынка» Приказ Федеральной службы по тарифам от 16.12.2010 г. № 433-э/1 // «Информационный бюллетень Федеральной службы по тарифам», № 48, 30.12.2010
  10.  «Об утверждении цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность), поставляемую в неценовых зонах оптового рынка» Приказ Федеральной службы по тарифам от 29.11.2011 г. № 303-э/4 // «Информационный бюллетень Федеральной службы по тарифам», № 46, 16.12.2011
  11.  Годовой отчет ОАО «Территориальная генерирующая компания № 9» за 2010 год. [Электронный ресурс] / Режим доступа: http://www.tgc9.ru/year_rus.html
  12.  Годовой отчет ОАО «ОГК-3» за 2010 год. [Электронный ресурс] / Режим доступа: http://www.ogk3.ru/ru-main/
  13.  Бабаина И. В. Производство, передача и распределение электрической энергии. [Электронный ресурс] / Режим доступа: http://festival.1september.ru/articles/416170/
  14.  Бойко Т.М., Губанов А.Н. Реформа электроэнергетики. Топливно-энергетический комплекс России  2010. [Электронный ресурс] / Режим доступа:  www.ru-90.ru 
  15.  Гусарова Е.В. Экономика предприятия электрических сетей: Учебное пособие / Е.В. Гусарова. Издание Дальневосточного государственного университета путей сообщения (ДВГУПС). Хабаровск, 2000. [Электронный ресурс] / Режим доступа: http://edu.dvgups.ru/METDOC/EKMEN/ETR/EK_ENERG/METOD/ECON_PRE/GUSAROVA1.HTM
  16.  Пироженко А. Государственная политика в развитии конкурентных отношений в электроэнергетике / А. Пироженко // Системные операторы и рынки элетроэнергии. Опыт СО-ЦДУ  ЕЭС и Международная практика: материалы  междунар. конф. (г. Москва, 2007) [Электронный ресурс] / Режим доступа:  http://conf.so-cdu.ru/  
  17.  Смышляева Е. Г. Энергоемкие промышленные предприятия в условиях энергетического рынка в России / Е. Г. Смышляева // Актуальные вопросы экономики и управления: материалы междунар. заоч. науч. конф. (г. Москва, апрель 2011г.). М.: РИОР, 2011. С. 83-87. [Электронный ресурс] / Режим доступа:  http://www.moluch.ru/conf/econ/archive/9/243/
  18.  Вольный счет за киловатты // Эксперт Северо-Запад, №2 (499), 24.01.2011
  19.  Куликов С. Тарифная катастрофа // Независимая газета, 16.03.2012. [Электронный ресурс] / Режим доступа: http://www.ng.ru/economics/2012-03-16/1_katastrofa.html
  20.  Проблемы, возникающие при формировании ТГК // ЭнергоРынок, № 9, 2005
  21.  "Тихая революция" в энергетике // Газета «Неделя», 15.03.2010. [Электронный ресурс] / Режим доступа: http://www.weekjournal.ru/economics/899.htm
  22.  Интернет – приемная Комиэнерго.ru – филиал ОАО «МРСК СЕВЕРО-ЗАПАД». Тарифы на электроэнергию в Республике Коми: вопросы и ответы. [Электронный ресурс] / Режим доступа: http://www.komienergo.ru/clients/?id=4_4
  23.  Официальный сайт НП «Совет рынка» по организации эффективной системы оптовой и розничной торговли электроэнергией и мощностью. [Электронный ресурс] / Режим доступа: http://www.np-sr.ru/
  24.  Официальный сайт ОАО «ОГК-6». Оптовый рынок электроэнергии. [Электронный ресурс] / Режим доступа: http://www.ogk6.ru/users/wholesalemarket/   
  25.  Официальный сайт ОАО «АТС»  (ОАО «Администратор торговой системы оптового рынка»). [Электронный ресурс] / Режим доступа: http://www.atsenergo.ru/ats/about/
  26.  Официальный сайт ОАО «ФСК ЕЭС» (ОАО «Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы»). [Электронный ресурс] / Режим доступа:  http://www.old1.fsk-ees.ru/about.html
  27.  Официальный сайт ОАО ««Территориальная генерирующая компания № 9». [Электронный ресурс] / Режим доступа: http://www.tgc9.ru/rus.html
  28.  Официальный сайт ЗАО «Русская факторинговая компания». Управление дебиторской задолженностью. [Электронный ресурс] / Режим доступа: http://www.1factor.ru/factoring/udz/
  29.  Пресс-релиз: совместный проект компаний ТГК-2 и PM TEAM по внедрению процессного управления. [Электронный ресурс] / Режим доступа: http://www.pmteam.ru/about/news/?id=159&PHPSESSID=09005bc33812a7b9647ed883590a2076
  30.  «Энерго – профи» региональный центр профессиональной энергетики. Принципы и методы государственного регулирования тарифов на услуги по передаче электроэнергии. [Электронный ресурс] / Режим доступа: http://www.energo-profi.ru/

ПРИЛОЖЕНИЯ

ПРИЛОЖЕНИЕ 1

Рисунок 1

Участие компаний электроэнергетики в производстве и реализации ЭЭ в РК

Источник: Интернет-приемная. Филиал ОАО «МРСК Северо-Запада». Комиэнерго.ru // Режим доступа: http://www.komienergo.ru/clients/?id=4_4

Рисунок 2

Составляющие конечного тарифа на электроэнергию для промышленных потребителей в РК

Источник: Интернет-приемная. Филиал ОАО «МРСК Северо-Запада». Комиэнерго.ru // Режим доступа: http://www.komienergo.ru/clients/?id=4_4

Таблица 1

Источник: Приказ Службы Республики Коми по тарифам № 113/35 от 16 декабря 2011г.

Рисунок 3

Первая ценовая зона (Европа+Урал)

Источник: Оптовый рынок ЭЭ и мощности // Режим доступа: http://www.np-sr.ru/norem/markets/wholesalemarket/#1


ПРИЛОЖЕНИЕ 2

Рисунок 1

Расчет необходимой валовой выручки (методом экономически обоснованных затрат)

Источник: Информационно аналитический портал энергетической отрасли РФ // Режим доступа: http://ieport.ru/

Рисунок 2

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

Источник: Информационно аналитический портал энергетической отрасли РФ // Режим доступа: http://ieport.ru/

Рисунок 3

Расшифровка расходов (при использовании индексного метода)

Источник: Информационно аналитический портал энергетической отрасли РФ // Режим доступа: http://ieport.ru/

Рисунок 4

Корректировка НВВ (при использовании индексного метода)

Источник: Информационно аналитический портал энергетической отрасли РФ // Режим доступа: http://ieport.ru/

Рисунок 5

Зависимость тарифов на услуги по передаче электроэнергии от показателей надежности и качества (при использовании индексного метода)

Источник: Информационно аналитический портал энергетической отрасли РФ // Режим доступа: http://ieport.ru/

Рисунок 6

Порядок определения плановых и фактических показателей надежности и качества услуг (индексный метод)

Источник: Информационно аналитический портал энергетической отрасли РФ // Режим доступа: http://ieport.ru/

Таблица 1

Допустимые отклонения по показателям надежности и качества (метод  индексации)

К-процент допустимого отклонения по показателям надежности

К-процент допустимого отклонения по показателям качества

Первые 3 расчетных периода

Последующие расчетные периоды

Первые 3 расчетных периода

Последующие расчетные периоды

35%

30%

35%

30%

Источник: Информационно аналитический портал энергетической отрасли РФ // Режим доступа: http://ieport.ru/

Таблица 2

Данные для расчета показателя Коб (метод индексации)

Показатели надежности и качества

Если плановое значение не достигнуто

Если плановое значение  достигнуто

Если плановое значение  достигнуто со значительным улучшением

К над

-1

0

1

К кач

-1

0

1

Источник: Информационно аналитический портал энергетической отрасли РФ // Режим доступа: http://ieport.ru/


Таблица 3

Тарифы на электрическую энергию (мощность), поставляемую на оптовый рынок электрической энергии (мощности)

Субъект ОРЭ

Генерирующий объект

2007

2008

2009

2010

2011

С 01.01.2012 по 30.06.2012 2012

С 01.07.2012 по 31.12.2012 2012

∆ (%) за период

Тариф на ЭЭ (руб/МВтч) без НДС

(%)

Тариф на ЭЭ (руб/МВтч) без НДС

(%)

Тариф на ЭЭ (руб/МВтч) без НДС

(%)

Тариф на ЭЭ (руб/МВтч) без НДС

∆ (%)

Тариф на ЭЭ (руб/МВтч) без НДС

∆ (%)

Тариф на ЭЭ (руб/МВтч) без НДС

∆ (%)

Тариф на ЭЭ (руб/МВтч) без НДС

∆ (%)

ОАО «ТГК-9»

Воркутинская ТЭЦ - 1

1 185,50

х

1 193,71

0,7%

1 297,11

8,7%

1 405,11

8,3%

1 464,90

4,3%

1 477,20

0,8%

1 583,55

7,2%

33,6%

Воркутинская ТЭЦ -2

544,82

х

558,02

2,4%

604,62

8,4%

629,89

4,2%

666,53

5,8%

666,67

0,0%

734,21

10,1%

34,8%

Интинская ТЭЦ

613,64

х

657,35

7,1%

710,7

8,1%

810,91

14,1%

829,16

2,3%

828,34

-0,1%

940,8

13,6%

53,3%

Сосногорская ТЭЦ

478,26

х

635,23

32,8%

707,43

11,4%

845,26

19,5%

976,24

15,5%

945,23

-3,2%

1 086,21

14,9%

127,1%

Источник: Приказ ФСТ № 484-э/5, № 535-э/2, № 272-э/8, № 326-э/3, № 433-э/1, №303-э/4 от 2006, 2007, 2008, 2009, 2010, 2011гг. соответственно, а также вычисления автора.


Рисунок 7

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

Источник: Приказ ФСТ № 484-э/5, № 535-э/2, № 272-э/8, № 326-э/3, № 433-э/1, №303-э/4 от 2006, 2007, 2008, 2009, 2010, 2011гг. соответственно, а также вычисления автора.

Таблица 4

Динамика производства ЭЭ ОАО «ТГК-9»

 

Выработка ЭЭ, млн. кВт-ч

∆ 2010 и 2008

2008

2009

2010

ОАО "ТГК-9"

16 340,47

15 268,57

14 470,03

-1 870,45

Пермский филиал

7 204,93

6 512,57

6 079,09

-1 125,84

Свердловский филиал

6 122,83

5 819,36

5 454,53

-668,31

Коми филиал

3 012,72

2 936,63

2 936,41

-76,31

Источник: Годовой отчет ОАО «ТГК-9» за 2010г.

Рисунок 8

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

Источник: Годовой отчет ОАО «ТГК-9» за 2010г.

Таблица 5

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

№  п/п

Наименование

2008 год

2009 год

2010 год

откл. абс. (5-4)

отн., % (5/4)

1

Выручка

41 863

40 801

46 064

5 264

12,9

1.1

Электроэнергия

21 218

16 965

20 548

3 583

21,1

1.1.1

Пермский край

10 910

7 992

8 557

565

7,1

1.1.2

Свердловская область

7 296

5 754

8 652

2 898

50,4

1.1.3

Республика Коми

3 013

3 219

3 339

120

3,7

Источник: Годовой отчет ОАО «ТГК-9» за 2010г.

Рисунок 9

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

Источник: Годовой отчет ОАО «ТГК-9» за 2010г.

Рисунок 10

Доля РК в выручке ОАО «ТГК-9»

Источник: Годовой отчет ОАО «ТГК-9» за 2010г.

Рисунок 11

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

Источник: Полевой материал, собранный автором в ходе проведения исследования.

Рисунок 12

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

Источник: Полевой материал, собранный автором в ходе проведения исследования.


Таблица 6

Структура тарифа на ЭЭ в Коми филиале ОАО «ТГК-9»

Показатели

2007

2008

2009

2010

2011

∆ 2007 и 2011гг.

Доля, %

Руб/МВт-ч.

Доля, %

Руб/МВт-ч.

Доля, %

Руб/МВт-ч.

Доля, %

Руб/МВт-ч.

Доля, %

Руб/МВт-ч.

Руб/МВт-ч.

Расходы, связанные с производством и реализацией ЭЭ, с/с

95,00%

670,28

95,00%

723,03

93,05%

772,29

96,31%

888,74

96,91%

953,80

283,52

• топливо на производство ЭЭ

60,30%

425,45

60,50%

460,45

60,00%

497,98

60,57%

558,93

61,93%

609,52

184,07

• Оплата услуг, оказываемых организациями, осуществляющими регулируемую деятельность (операторам ОР)

1,99%

14,04

1,98%

15,07

1,86%

15,44

1,68%

15,50

1,75%

17,22

3,18

• Другие постоянные расходы на производство ЭЭ

32,71%

230,79

33,42%

254,35

31,19%

258,87

34,06%

314,30

33,23%

327,05

96,26

Расходы, не учитываемые в целях НО, относимые на ЭЭ, прибыль

0,89%

6,28

0,90%

6,85

0,58%

4,81

0,60%

5,54

0,57%

5,61

-0,67

• Кап. вложения производственного характера

0,59%

4,16

0,50%

3,81

0,15%

1,24

0,12%

1,11

0,00%

0,00

-4,16

• Прочие расходы

0,30%

2,12

0,40%

3,04

0,43%

3,57

0,48%

4,43

0,57%

5,61

3,49

Налог на прибыль

0,30%

2,12

0,21%

1,60

0,21%

1,74

0,20%

1,85

0,20%

1,97

-0,15

Прибыль от реализации ЭЭ

3,81%

26,88

2,99%

22,76

6,16%

51,13

3,80%

35,07

2,32%

22,83

-4,05

Выпадающие доходы/экономия средств

0,00%

0,00

0,00%

0,00

0,00%

0,00

-0,91%

-8,40

0,00%

0,00

0,00

НВВ от реализации ЭЭ на единицу измерения (тариф)

100,00%

705,56

100,00%

761,08

100,00%

829,97

100,00%

922,79

100,00%

984,21

278,65

Источник: Полевой материал, собранный автором в ходе проведения исследования.


Таблица 7

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

Показатель

2011г.

Материальные затраты, в т. ч.:

66,65%

топливо

62,68%

Работы и услуги производственного характера

7,37%

ЗП

11,75%

Страховые взносы

3,09%

НПФ энергетики

0,01%

Амортизация ОФ и НМА

2,75%

Прочие затраты, в т. ч.:

8,39%

оплата работ и услуг сторонних организаций

4,27%

командировочные и представительские расходы

0,07%

арендная плата по направлениям

0,39%

расходы на страхование

0,34%

налоги и сборы, относимые на с/с (кроме страховых взносов)

2,50%

другие расходы, относимые на с/с

0,82%

Итого затраты на производство и реализацию ЭЭ

100,00%

Источник: Полевой материал, собранный автором в ходе проведения исследования.

Рисунок 13

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

Источник: Полевой материал, собранный автором в ходе проведения исследования.

Рисунок 14

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

Источник: Полевой материал, собранный автором в ходе проведения исследования.

Рисунок 15

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

Источник: Полевой материал, собранный автором в ходе проведения исследования.

Рисунок 16

Прибыль от реализации ЭЭ Коми филиала ОАО «ТГК-9»

Источник: Полевой материал, собранный автором в ходе проведения исследования.

Таблица 8

Географическое расположение филиалов ОАО «ОГК-3»

 

Костромская ГРЭС

Черепетская ГРЭС

Южноуральская ГРЭС

Гусиноозерская ГРЭС

Харанорская ГРЭС

Печорская ГРЭС

Регион

Костромская область

Тульская область

Челябинская область

Республика Бурятия

Забайкальский край

Республика Коми

ОЭС

Центр

Центр

Урал

Сибирь

Сибирь

Северо-запад

Ценовая зона

Первая

Первая

Первая

Вторая

Вторая

Неценовая зона

Источник: Годовой отчет о финансово-хозяйственной деятельности компании ОАО «ОГК-3» за 2010г.

Рисунок 17

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

Источник: Полевой материал, собранный автором в ходе проведения исследования.


Таблица 9

Тарифы на ЭЭ на ОР ОАО «ОГК-3» на Печорской ГРЭС

Субъект     ОРЭ

Наименование генерирующих объектов

2007

2008

2009

2010

2011

С 01.01.2012 по 30.06.2012 2012

С 01.07.2012 по 31.12.2012 2012

Тариф на ЭЭ (руб/МВтч) без НДС

∆ (%)

Тариф на ЭЭ (руб/МВтч) без НДС

∆ (%)

Тариф на ЭЭ (руб/МВтч) без НДС

∆ (%)

Тариф на ЭЭ (руб/МВтч) без НДС

∆ (%)

Тариф на ЭЭ (руб/МВтч) без НДС

∆ (%)

Тариф на ЭЭ (руб/МВтч) без НДС

∆ (%)

Тариф на ЭЭ (руб/МВтч) без НДС

∆ (%)

Отклонение за период (%)

ОАО «ОГК-3»

Печорская ГРЭС

395,34

х

526,3

33,1%

667,61

26,8%

682,64

2,3%

772,41

13,2%

762,11

-1,3%

874,44

14,7%

121,2%

Источник: Полевой материал, собранный автором в ходе проведения исследования.

Таблица 10

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

Генерирующий субъект ОАО «ОГК-3»

2007

2008

2009

2010

2011

С 01.01.12 по 30.06.12

С 01.07.12 по 31.12.12

Печорская ГРЭС

395,34

526,3

667,61

682,64

772,41

762,11

874,44

Генерирующий субъект ОАО «ТГК-9»

2007

2008

2009

2010

2011

С 01.01.12 по 30.06.12

С 01.07.12 по 31.12.12

Воркутинская ТЭЦ - 1

1 185,50

1 193,71

1 297,11

1 405,11

1 464,90

1 477,20

1 583,55

Воркутинская ТЭЦ -2

544,82

558,02

604,62

629,89

666,53

666,67

734,21

Интинская ТЭЦ

613,64

657,35

710,7

810,91

829,16

828,34

940,8

Сосногорская ТЭЦ

478,26

635,23

707,43

845,26

976,24

945,23

1 086,21

Источник: Полевой материал, собранный автором в ходе проведения исследования.


Рисунок 18

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

Источник: Полевой материал, собранный автором в ходе проведения исследования.


EMBED Excel.Chart.8 \s

Расходы, уменьшающие налогооблагаему базу налога на прибыль

Расходы, относимые на прибыль после н/о

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

Налог на прибыль

Топливо

Покупная энергия

Услуги организаций, осуществляющих регулируемые виды деятельности

Сырье и материалы

Ремонт основных средств

Оплата труда и отчисления на социальные нужды

Амортизация ОС и НМА

Выпадающие доходы от ТП заявителей до 15 кВт

Внереализационные расходы

Прочие расходы

Капитальные вложения (инвестиции) на расширенное воспроизводство;

Выплата дивидендов и других расходов из прибыли;

Взносы в уставные (складочные ) капиталы;

Прочие обоснованные расходы.

Подконтрольные

расходы

Неподконтрольные расходы

Корректировка (НВВ)

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

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

Определяются методом экономически обоснованных расходов

По результатам деятельности:

Корректировка связанная с компенсацией незапланированных расходов (со знаком +) или полученного избытка (со знаком -);

корректировка по результатам исполнения инвестиционной программы.

Корректировка (НВВ)

С учетом достижения планируемого уровня надежности и качества услуг

Подконтрольные

Неподконтрольные

Сырье и материалы

ЗП и отчисления на социальные нужды

Ремонт основных фондов

Другие расходы, в т.ч. на обслуживание заемных средств, расходы по КД и другие расходы из прибыли.

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

Налоги (на прибыль, имущество)

Амортизация ОС

Компенсация выпадающих доходов от  ТП до 15 кВт

Расходы на оплату продукции организаций, осуществляющих регулируемые виды деятельности

Прочие расходы

Корректировка с учетом показателей  надежности и качества

Корректировка по результатам деятельности

Повышающие и  понижающие коэффициенты

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

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

Корректировка неподконтрольных расходов  исходя из фактических значений;

Корректировка с учетом изменений ПО и цены на покупку потерь;

Корректировка по результатам выполнения инвестиционной программы.

 Определяется продолжительностью прекращений при подаче ЭЭ в течение расчетного периода регулирования

Информативность

Исполнительность

Результативность обратной связи

Показатели уровня надежности

Показатели уровня качества

А=0,1         Б=0,7           В=0,2

Плановые значения достигнуты

Плановые значения достигнуты со значительным улучшением

66,65%

7,37%

11,75%

3,09%

0,01%

2,75%

8,39%

Материальные затраты

Работы и услуги

производственного характера

ЗП

Страховые взносы

НПФ энергетики

Амортизация ОФ и НМА

Прочие затраты


 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

84600. Спряження збудження та скорочення. Механізми м’язового скорочення 45.74 KB
  Механізми м’язового скорочення. Термін спряження збудження із скороченням означає взаєзв’язок збудження в скелетних м’язах виникнення та поширення ПД по мембрані волокна та його скорочення тобто актоміозинової взаємодії. При русі ПД по мембрані Ттрубочок в мембрані цистерн СПР відкриваються кальцієві канали іони Са2 по градієнту концентрації виходять з цистерн СПР у саркоплазму підвищення концентрації іонів Са2 в саркоплазмі міоцита з 10–8 до 10–5 ммоль л дифузія іонів Са2 до протофібрил взаємодія з регуляторним білком тропоніном...
84601. Види м’язових скорочень: одинокі та тетанічні; ізотонічні та ізометричні 44.03 KB
  В залежності від режимів навантаження виділяють наступні види м’язового скорочення. Ізометричного скорочення – скорочення при незмінній довжинні м’яза. В експерименті таке скорочення можна отримати якщо ізольований м’яз закріпити з двох сторін та стимулювати електричним струмом. В умовах цілісного організму ізометричне скорочення буває коли людина намагається але не може підняти вантаж.
84602. Біологічна регуляція, її види і значення. Контур біологічної регуляції. Роль зворотнього зв’язку в регуляції 46.87 KB
  Роль зворотнього зв’язку в регуляції. Перелічені вище елементи контура біологічної регуляції зв’язуються між собою каналами зв’язку якими в контурі передається інформація: канал прямого зв’язку – по ньому передається керуючий сигнал від КП до ВП підтримка заданого рівня або зміна РП; канал зворотнього зв’язку – по ньому передається інформація з СП1 в КП: про поточну величину РП; про ефективність керуючих сигналів що вироблені КП і спрямовані на усунення відхилення РП від заданого рівня або на його зміну в потрібному напрямку. КП...
84603. СТРАТЕГИЧЕСКИЙ МЕНЕДЖМЕНТ: МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ 249 KB
  Основными задачами выполнения курсовой работы по дисциплине «Стратегический менеджмент» являются: Углубленное изучение теоретических основ стратегического управления предприятиями индустрии туризма и сервиса. Изучение особенностей стратегического управления на конкретных предприятиях индустрии туризма и сервиса.
84604. Разработка токарно-винторезного станка модели 16К20 2.51 MB
  Совершенствование машин, увеличение их сроков службы, повышение скоростей и производительности, снижение габаритов и веса, а также повышение точности требует дальнейшего улучшения качества конструкции выпускаемых корпусов, валов и втулок: повышения их грузоподъемности, долговечности и надежности...
84605. Введение в ППВШ. Ценности и цели образования 102.5 KB
  Раскрыть роль и возможность ПП в саморазвитии, самореализации и самоутверждении человека. Ознакомить с представлением о том, какие существуют основы жизнедеятельности в обществе и содействовать активной гражданской позиции. Содействовать гуманитарному развитию студентов. Повышение профессионального мастерства
84606. Пути совершенствования социального обслуживания населения как элемента социальной политики на примере муниципальных образований «Котлас» и «Котласский район» 562.5 KB
  Цель исследования: выявление роли социальных услуг в организации социального обслуживания населения и разработка рекомендаций по оптимизации социального обслуживания населения на муниципальном уровне. Объект исследования: социальное обслуживание населения в муниципальных образованиях «Котлас» и «Котласский район»
84607. Исследование производительности протокола передачи кадров «с непрерывной передачей» в компьютерной сети 1.45 MB
  В XXI веке различия между сбором, транспортировкой, хранением и обработкой информации продолжают быстро исчезать. Организации с сотнями офисов, разбросанных по всему миру, должны иметь возможность получать информацию о текущем состоянии своего самого удаленного офиса мгновенно, нажатием кнопки.
84608. Проект телефонных услуг на базе IP-телефонии 4.81 MB
  Основными объективными предпосылками возникновения идеи сетей следующего поколения NGN являются: успехи пакетных технологий передачи информации, обусловившие бурный рост цифрового трафика, прежде всего за счет расширения использования Интернет; увеличение спроса на подвижную связь и на новые мультимедийные...