Экспортные и внутренние цены на нефть и основные нефтепродукты

затраты на переработку нефти[11]

	Переработка нефти и реализация нефтепродуктов	Экспорт нефти
На 1 т. нефти	На общий объем переработки нефти (млрд. руб., млрд. долл.)	На 1 т. нефти	На общий объем переработки нефти (млрд. руб., млрд. долл.)
Объем, млн. т
Реализация по ры-ночной цене, руб.
Долл.					177,9		25,13	24,6
НДС и акциз на не-фте продукты, руб					–	–	–	–
Рыночная цена без экспортной пошлины НДС и акциза, руб.	297,5
Долл.	106,2	96,6	18,4	17,2	156,5		22,1
Цена производителей на нефтепродукты. Руб.			434,3	483,3
Долл.	89,3	91,1	15,5	16,2
Стоимость, добавленная переработкой, руб.
Долл.	20,5		3,6	3,76
В том числе: Затраты, руб.			71,3	80,7
Прибыль НПЗ, руб.			28,7
Стоимость нефти, поступ. на НПЗ, руб.			334,6
Долл.	68,8	70,1		12,5
Затраты на добычу и реализацию нефти, руб.							184,5
Долл.	46,4	47,7		8,5	46,6	47,7	6,6	7,6
Реальный экспортный доход, руб.							434,5
Долл.						72,3	15,5	11,4
Прибыль от экспорта нефти, руб.							423,3

Крупные вертикально-интегрированные компании часто манипулируют трансфертными (расчетными) ценами или продают сырье по заниженным ценам формально независимым фирмам, которые зарегистрированы на территориях, где администрации имеют право снижать налоговые ставки. По Налоговому кодек-
су РФ[12] это – свободные экономические зоны и закрытые административно-терри-ториальные образования. Фирмы-посредники затем продают сырую нефть по более высоким ценам. Здесь требуются более жесткий контроль за доходами и расходами экономических агентов.

В таблице 1.12 официальные данные о ценах и объемах реализации основных нефтепродуктов переводятся в суммы годовой выручки фирм, занимающихся их реализацией (на основе цен приобретения и объемов экспорта), и нефтеперерабатывающих предприятий (на базе цен производителей). В последней строке таблицы показаны расчетные цены сырой нефти, поступающей на НПЗ, получаемые как разность между ценой реализации основных нефтепродуктов и стоимости, добавленной переработкой нефти к её стоимости «на входе». Расчетные цены сырой нефти (1927 руб./т. в 2000 г. и 2090 руб./т. в 2001г.) значительно ниже уровня цен приобретения, официально публикуемого Госкомстатом РФ. Среднегодовая цена нефти в указанные годы определялась в 3300 руб./т.

В 2000 и 2001гг. мировые цены на нефть были очень высокими, и экспортный доход составлял соответственно 110 и 72 долл. на 1 т. Отечественное налоговое законодательство рассматривает экспортный доход как прибыль с соответствующей уплатой налога в размере 24%. Остальные 76% дохода остаются в распоряжении нефтяных компаний.

Таким образом, в России практически нет свободного рынка нефти. Независимые продажи нефти на НПЗ составляют не более 2% общей ее добычи. Цены, формирующиеся в этом узком сегменте рынка, определяются условиями реализации основных объемов крупными нефтяными компаниями. Условия же более или менее похожие на формирование цен на свободном рынке определяют реализацию нефтепродуктов.

Этим обусловлен расчет цены на нефть исходя из цен приобретения на внутреннем рынке и экспортных цен и вычитания из выручки стоимости, добавленной переработкой и транспортировкой.

Цены на электроэнергию.Энергетика является одной из базовых отраслей российской экономики. Ее доля в структуре промышленного производства до кризиса 1998г. неуклонно по­вышалась (с 5 до 17% за период 1990-1998гг.). Однако во многом это увеличение объясняется тем, что в энергетике и промышленности в целом темп сокращения производства различен (в энергетике соответственно ниже). При этом большую часть электроэнергии потребляет тяжелая индустрия – машиностроение, метал­лургия химическая и лесная промышленность. В сельском хозяйстве потребля­ется 9% электроэнергии. На транспорте – 9,7%, в сфере обслуживания и быте, рекламы и пр. – 13,5% (в западных странах эта сфера явля-

Таблтца 1.12

ется основным потребителем энергии), часть производимой энергии идет на экспорт. Потери электроэнергии составляют 8% от ее производства.

Отличительной особенностью экономики России (как и бывшего СССР) является более высокая по сравнению с развитыми странами энергоемкость производимых (ВВП) и национального дохода.

Энергоемкость ВВП в России и в 3-4 раза выше по сравнению с Западной Европой и США. Основные причины повышенной энергоемкости – утяжеленная структура хозяйства (высокая доля добывающих отраслей и тяжелого машиностроения), географическое расположение страны и большие затраты на транспорт. По оценкам экспертов, за счет этих факторов энергоемкость российского ВВП по сравнению с развитыми странами выше на 30-40%. В значительной мере сказывается также энергорасточительные технологии производства, устаревшие установки и приборы контроля и учета ресурсов во всех секторах экономики.

Поэтому возникает необходимость в более интенсивном потоке инвестиций в эту отрасль отечественной экономики и широком внедрении энергосберегающих технологий и техники.

Спецификой развития производства энергии является постоянно возрастающая потребность в ней производственной и социальной сфер.

В России практически вся электро- и тепловая энергия производится станциями трех видов: теплоэлектростанциями (ТЭС), гидроэлектростанциями (ГЭС) и атомными электростанциями (АЭС) см. таблицу 1.13. ТЭС – это основной вид электростанций в России. Они работают на органическом топливе (уголь, газ, мазут, сланцы, торф). Основную роль среди них играют государственные районные электростанции (ГРЭС), обеспечивающие потребности экономического района и являющиеся базой функционирования энергосистем. ТЭС при размещении ориентируются или на сырье (самые мощные), или на потребителя (использующие сырье, выгодное для транспортировки). Положительные качества ТЭС по сравнению с другими видами электростанций: относительно свободное размещение, связанное с широким распространением топливных ресурсов, способность вырабатывать энергию без сезонных колебаний. Отрицательные качества: используют невозобновимые топливные ресурсы, обладают низким КПД, оказывают негативное воздействие на окружающую среду. Себестоимость электроэнергии, производимой ТЭС, является сравнительно высокой из-за низкого КПД и необходимости транспортировки или самой энергии, или топлива для ее производства, что связано с особенностями размещения станций. Топливный баланс ТЭС РФ характеризуется преобладанием газа и мазута. В перспективе планируется увеличение доли газа в топливном балансе электростанций западных районов и в регионах со сложной экологической обстановкой. Подобные программы разработаны, но в связи с экономической ситуацией их реализация отложена на неопределенный срок.

Таблица 1.13.

Производство электроэнергии электростанциями (в млрд. квт-час)[13]

Наименование	1992г.	1995г.	1998г.	1999г.	2000г.
Тепловые
Гидроэлектростанции
Атомные
Всего

Гидравлические электростанции (ГЭС) находятся на втором месте по количеству вырабатываемой энергии. ГЭС являются весьма эффективными источниками энергии, поскольку используют возобновляемые источники ресурсов, просты в управлении. Имеют КПД более 80%. В результате электроэнергия, производимая ГЭС самая дешевая. Однако строительство ГЭС требует длительных сроков и больших капиталовложений, связано с потерями земель на равнинах и наносит ущерб рыбному хозяйству. Кроме этого, ГЭС могут работать на полную мощность только в короткий период времени и в многоводные годы, как правило, ГЭС сооружаются каскадами. Что помимо получения энергии решает проблему снабжения населения и производства водой, но негативно сказывается на экологии.

Доля атомных электростанций (АЭС) в суммарной выработке энергии 14-15%. В 1992г. была принята программа, предусматривающая строительство новых АЭС и модернизация действующих. Преимущества АЭС состоят в том, что их можно строить в любом районе, независимо от их энергетических ресурсов, атомное топливо отличается большим содержанием энергии, АЭС не дают выбросов в атмосферу в условиях безаварийной работы, не поглощают кислород. Отрицательные моменты: существуют трудности в захоронении радиоактивных отходов, аварии на АЭС вследствие ненадежной системы защиты приводят к катастрофическим последствиям. Тепловое загрязнение используемых АЭС водоемов.

Все электростанции связаны с потребителями линиями электропередач (ЛЭП) и образуют энергетическую систему. С распадом СССР из единой сбалансированной энергосистемы, обеспечивающей все его регионы, выделились национальные энергосистемы новых независимых государств. России в основном удалось сохранить целостность системы, существующей на ее территории, однако у ряда регионов возникли проблемы с устойчивым энергоснабжением.

ЕЭС России является крупнейшим в мире централизованно управляемым энергообъединением. Ее основные электрические сети позволяют работать параллельно 65 энергосистемам. ЕЭС России представляет собой 7 территориальных объединенных энергосистем: Центральная, Северо-Западная, Средне-Волжская, Уральская, Северо-Кавказская, Сибирская и Дальневосточная. В нее входят более 55 электростанций, имеющих установленную мощность свыше 215 млн. кВт и протяженность электропередач около 2,5 млн. км.

Основу реформирования отрасли заложил Указ Президента РФ от 15.08.1992 №923.[14] В отрасли было произведено акционирование и одновременно реструктуризация, обусловленная неравномерным размещением генерирующих мощностей и зависимостью большинства российских регионов от межсменных перетоков электроэнергии. Было сформировано 96 АО электроэнергетики, в том числе РАО «ЭС России», 72 региональных АО и 23 АО – генерирующие источники (электростанции). Задачи по обеспечению надежного функционирования и развития ЕЭС были возложены на РАО «ЕЭС России». Для сохранения сложившейся структуры управления ему были переданы пакеты акций 71-го регионального АО энергетики и электрификации (АО-энерго), 23-х электростанций, а также ряда других предприятий отрасли. Контрольный пакет акций (52,5%) самого РАО находится в собственности государства, обеспечивая возможность проведения централизованной политики в отрасли.

На базе ЕЭС РФ создан единый федеральный оптовый энергетический рынок, целями которого является повышение эффективности функционирования ЕЭС и снижение тарифов на электроэнергию для конечных потребителей. Основными участниками рынка являются региональные АО-энерго, независимые электростанции, дочерние структуры РАО «ЕЭС России», а также некоторые потребители.

Тарифы на электроэнергию. Согласно российскому законодательству, тарифы на электрическую и тепловую энергию – это система ценовых ставок, по которым осуществляются расчеты за электрическую энергию (мощность) и тепловую энергию (мощность). В основе расчета тарифов лежат совокупные затраты на производство всех видов энергии в стране, т.е. издержки по добыче топлива и затраты на превращение его в необходимые виды энергии. Тарифы на электроэнергию, определяемые таким образом, включают себестоимость, прибыль и НДС.

На территории РФ экономические, организационные и правовые основы ценообразования в электроэнергетике устанавливаются органами исполнительной и законодательной власти РФ. В связи с этим издан ряд нормативно-правовых документов, определяющих ценообразование в электроэнергетике, основополагающими из которых являются Федеральный закон «О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в РФ» от 14 апреля 1995г[15]. и Постановление Правительства РФ «Об основах ценообразования и порядке государственного регулирования и применения тарифов на электрическую и тепловую энергию» от 4 февраля 1997г.[16]

В соответствии с этими нормативно-правовым актами тарифы на ЭЭ и ТЭ подлежат государственному регулированию. Государственное регулирование тарифов в электроэнергетике осуществляется посредством установления экономически обоснованных тарифов на электро- и теплоэнергию или предельного уровня указанных тарифов.

Государственное регулирование тарифов обусловлено естественной монополией энергоснабжающих организаций и осуществляется в целях:

- защиты экономических интересов потребителей от монопольного повышения тарифов;

- создания механизма согласования интересов производителей и потребителей электро- и теплоэнергии;

- формирования конкурентной среды в электроэнергетическом комплексе для повышения эффективности функционирования и минимизации тарифов;

- создание экономических стимулов, обеспечивающих использование энергосберегающих технологий в производственных процессах, и др. целях.

Государственное регулирование тарифов на электро- и теплоэнергию производится в соответствии с нормативными правовыми актами РФ Федеральной энергетической комиссией РФ (далее – ФЭК), – являющейся федеральным органом исполнительной власти – и региональными энергетическими комиссиями (далее – РЭК), являющимися органами исполнительной власти субъектов РФ.

ФЭК осуществляет государственное регулирование на федеральном оптовом рынке электрической энергии (ФОРЭМ). РЭК осуществляют государственное регулирование тарифов на электрическую и тепловую энергию, отпускаемую всеми энергоснабжающими организациями (кроме организаций, находящихся в муниципальной собственности, для которых тарифы устанавливаются органами местного самоуправления) потребителям, расположенным на территориях соответствующих субъектов РФ.

В начале сентября 2001 г. Указом Президента страны[17] на ФЭК возложены дополнительные функции регулирования тарифа ЭЭ и ТЭ, а также железнодорожных тарифов.

В настоящее время осуществляется полное регулирование хозяйственной деятельности хозяйствующих субъектов в сфере естественных монополий, т.е. постатейно регулируются все производственные затраты, а также прибыль и направления ее использования.

Порядок установления цен (тарифов) регулируется основными Положениями ценообразования на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации, утвержденными постановлением Правительства от 04 февраля 1997г.[18]

Государственному регулированию подлежат:

- тарифы на электро и тепловую энергию, отпускаемую потребителям энергоснабжающими организациями;

- тарифы на электроэнергию, отпускаемую на оптовый рынок всеми его субъектами (включая избыточные энергоснабжающие организации);

- тарифы на электроэнергию, отпускаемую с оптового рынка дефицитным энергоснабжающим организациям и другим его субъектам;

- размер абонентной платы за услуги по организации функционирования и развития Единой Энергетической системы России и размер платы за иные услуги, предоставляемые на оптовом рынке;

- норматив формирования средств, предназначенных для обеспечения безопасности функционирования атомных электростанций и для их развития;

- размер платы за услуги по передаче электрической энергии, электрической мощности по сетям и иные услуги, оказываемые на потребительском рынке. Перечисленные тарифы, нормативы утверждаются Федеральной энергетической Комиссией (ФЭК[19]) и Региональными энергетическими комиссиями (РЭК) по предоставлению производителями энергии, энергосберегающими организациями, организациями, оказывающими услуги на оптовом и потребительском рынках, соответствующих расчетов и обоснований.

ФЭК и РЭК ведут реестр энергоснабжающих организаций по субъектам РФ и контролируют соблюдения федерального закона «О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации».

Вслед за указанными документами было принято Постановление Правительства РФ «Об основах ценообразования в отношении электроэнергии, потребляемой населением» от 7 декабря 1998г.[20], которым устанавливается максимальный и минимальный уровень тарифов.

Тарифы на электроэнергию для промышленных и приравненных к ним потребителей дифференцированы по территории страны по 15 тарифным зонам. Наиболее низкие тарифы в энергосистемах Восточной Сибири, т.к. они отражают низкие затраты на производство энергии в этом районе и, соответственно, наиболее энергоемкие производства (например, алюминия) размещены именно здесь. В целом в основе дифференциации тарифов лежит, как уже говорилось, различие в уровне затрат на производство, обусловленное различной мощностью электростанций, объемом производства энергии, неодинаковыми затратами на передачу энергии, разным удельным весом выработки энергии на ГЭС и ТЭС, различными затратами на добычу топлива. Вместе с тем тарифы на электроэнергию для бытовых нужд и для нужд сельского хозяйства устанавливаются, как правило, едиными.

Электроэнергетика имеет ту особенность, что процесс производства продукции совпадает во времени с ее потреблением и нет возможности производить продукцию на склад. В связи с этим условия и режим производства оказывают влияние на уровень издержек производства и технико-экономические показатели работы энергоснабжающих предприятий. Энергия потребляется неравномерно в течение суток и в разные времена года. Это обуславливает необходимость дополнительных капитальных затрат на создание резервных мощностей и дополнительные текущие расходы, связанные с содержанием и обслуживанием оборудования. Следовательно, тарифы еще дифференцируются по группам потребителей в зависимости от условий и режима потребления энергии (наиболее низкие – для потребителей с большим и равномерным объемом потребления). В настоящее время действует система так называемого перекрестного финансирования различных групп потребителей. Это приводит к большим неплатежам и не стимулирует экономически эффективные, быстро развивающиеся производства. В последнее время взят курс на устранение указанных диспропорций, который неизбежно ведет к непопулярной мере – повышению тарифов на электроэнергию для всех потребителей до уровня себестоимости. С другой стороны, это позволит несколько снизить давление на промышленные предприятия. Однако поскольку объемы потребления энергии предприятиями и населением практически несопоставимы, то главное направление в повышении эффективности работы энергосистемы – это борьба с неплатежами и бартерными расчетами. Существуют группы потребителей, которым запрещено прекращать поставки электроэнергии, и их дебиторская задолженность постоянно растет.

Вообще денежная составляющая в расчетах потребителей с региональными АО-энерго составляет сейчас около 20% (против 12% летом 1998 г.), произошло это потому, что в августе 1998 г. были введены ограничения на поставки электроэнергии потребителям, чья задолженность превышает месячную стоимость энергии, покупаемую ими на рынке. Региональные АО-энерго ввели для них ограничения до 50% объема поставок. Однако ограничительные планы упираются в потребности «неотключаемых» бюджетников – объектов социальной сферы, Минобороны и т.д. Тем не менее, благодаря этим ограничениям электростанции, испытывающие нехватку денежных средств, ежесуточно экономят около 50 тыс. тонн угля, поддерживая, таким образом, свою жизнеспособность.

Поскольку в электроэнергетике существует неразрывная связь и совпадение во времени процессов производства, транспортировки, распределения и потребления продукции, тариф на ЭЭ и ТЭ состоит из суммарных издержек по производству электроэнергии и тепла, а также из затрат на транспортировку ЭЭ и ТЭ до потребителя.

Суммарные издержки по производству ЭЭ и ТЭ или, как упомянуто в законодательстве, общая потребность коммерческих организаций электроэнергетики в финансовых средствах включают следующие затраты, относимые на себестоимость продукции:

- сырье, материалы, запасные части для ремонта оборудования;

- работы и услуги производственного характера;

- топливо на технологические цели при производстве ЭЭ и ТЭ;

- покупная энергия всех видов;

- затраты на оплату труда;

- единый социальный налог;

- амортизация основных фондов;

- прочие затраты.

Последние включают:

- целевые средства организации, как-то: на НИОКР, инвестиционные и страховые средства;

- плату за предельно допустимые выбросы загрязняющих веществ в окружающую природную среду;

- уплату % по кредитам и ссудам;

- абонентную плату за услуги по организации функционирования и развитию ЕЭС России и др. услуги, предоставляемые на оптовом рынке;

- другие затраты, относимые на себестоимость продукции.

К особенностям ценообразования в электроэнергетике относится существование двух рынков: оптового и потребительского (розничного).

Ценообразование на оптовом рынке.[21] При установлении тарифов на электро- и теплоэнергию и размера платы за услуги, оказываемые на оптовом рынке, Комиссия и субъекты оптового рынка руководствуются Основными принципами функционирования и развития федерального (общероссийского) оптового рынка электрической энергии (мощности), утвержденными Постановлением Правительства РФ «О федеральном (общероссийском) оптовом рынке электрической энергии (мощности)» от 12 июля 1996 г.[22]

Под федеральным (общероссийским) оптовым рынком электрической энергии (мощность) (далее ФОРЭМ) понимается сфера купли-продажи электрической энергии (мощности), осуществляемой его субъектами в пределах Единой энергетической системы России.

Организация поставок электроэнергии на ФОРЭМ осуществляется на условиях свободных ценовых заявок каждой электростанции с отбором для первоочередной загрузки тех станций, заявленный тариф которых наименьший. При увеличении спроса на электроэнергию на ФОРЭМ, в первую очередь загружаются наиболее экономичные поставщики электроэнергии. Этот механизм, с одной стороны, обеспечивает низкие цены на электроэнергию для потребителей с ФОРЭМ, и, с другой стороны, развивает конкуренцию в сфере производства электроэнергии.

В цену электроэнергии для потребителей на ФОРЭМ входят:

- двухставочный тариф;

- абонентная плата за услуги по организации функционирования и развитию Единой энергетической системы России (далее ЕЭС России);

- плата за иные услуги, предоставляемые на оптовом рынке;

- норматив формирования средств для обеспечения безопасного функционирования атомных электростанций и их развития. (31.10 руб./МВТ.ч)

Двухставочный тариф состоит из годовой платы за 1 кВт заявленной потребителем максимальной мощности и платы за 1 кВт.ч отпущенной потребителю электростанции.

Тариф на потребляемую электроэнергию дифференцируется в зависимости от времени суток.

Тарифы на электроэнергию, потребляемую в ночной зоне суток в 2,5 раза меньше, чем тарифы на электроэнергию, потребляемую в полупиковых зонах суток, и в 4,6 раза меньше тарифов на электроэнергию, потребляемую в пиковых зонах суток.

Введение двухставочных тарифов на электроэнергию впервые создает универсальную возможность для потребителей энергии реально снизить для себя стоимость электроэнергии, потребляя ее во внепиковые часы графика электрических нагрузок ЕЭС за счет уменьшения платы за потребляемую энергию.

Размер абонентной платы за услуги РАО «ЕЭС России» по организации функционирования и развитию ЕЭС включает инвестиционную составляющую и эксплуатационную составляющую, на долю которых приходится соответственно 45% и 55%.

Здесь имеют место льготы. Возможно снижение тарифов на электроэнергию до 50% для потребителей с ФОРЭМ, обеспечивающих оплату в денежной форме до 100% текущего фактического потребления электроэнергии в установленные договором сроки. При частичной оплате в денежной форме тарифы снижаются на 1% за каждые 3% оплаты в денежной форме. Эта шкала начинает действовать при оплате в денежной форме потребителями более 20% текущего фактического потребления электроэнергии, при предварительной оплате в денежной форме тарифы для потребителей на оплаченный объем электроэнергии снижаются на 1% за каждые 2% оплаты в денежной форме.

Ценообразование на потребительском рынке. Для установления тарифов на электро- и тепловую энергию энергоснабжающая организация, производитель энергии или организация, оказывающая услуги на потребительском рынке, представляет РЭК предложения по утверждению тарифов на электро- и теплоэнергию, основанных на расчетах себестоимости продукции, средств, расходуемых из прибыли, а также расходов, связанных с транспортировкой электро- и теплоэнергии до потребителя.

По результатам рассмотрения представленных материалов региональная комиссия утверждает тарифы на электро- и теплоэнергию.

При этом предусматриваются льготы. Так, согласно Постановлению Правительства РФ тепловая энергия для тепличных предприятий, производящих овощную продукцию, устанавливается РЭК в размере 50% экономически обоснованных тарифов в среднем для всех потребителей на данном потребительском рынке электро- и теплоэнергии.

Тариф для конечных потребителей, таким образом, складывается из тарифа оптового с ФОРЭМ, тарифа АО-энерго и абонентной платы РАО ЕЭС (рис. 13).

Динамика тарифов в электроэнергетике. В 1992 г. при либерализации цен на электроэнергию были установлены регулируемые цены с предельным коэффициентом роста – 4.

Рис. 1.3 Структура тарифа для конечных потребителей

В дальнейшем на рост тарифов оказывали влияние следующие факторы:

- общие темпы инфляции;

- тарифные соглашения энергетиков относительно зарплаты работников отрасли;

- рост стоимости топлива: ядерного для АЭС, газа, угля, мазута, потребляемых ТЭС;

- рост цен на все остальные необходимые энергетике материалы и услуги;

- переоценка основных производственных фондов.

Финансовый кризис 1998г., спровоцировавший сильные инфляционные процессы не оказал существенного влияния на цены в электроэнергетике. Их прирост за 1998г. составил всего 3,9%.

В декабре 1999г. тарифы на электроэнергию для промышленных потребителей составляли 340 руб. за тыс. квт.ч, а в июне 2000 г. – 440 руб. За тыс. квт-час, т.е. рост составил 29,4%.

За январь-август 2001г. тарифы в электроэнергетике увеличились на 25,9%, что обусловило рост цен промышленной продукции в целом на 9,8%. Прирост тарифов в электроэнергетике вызван существенным повышением тарифов для производственных сельскохозяйственных потребителей на 41,8%, а также для населения и непромышленных потребителей – на 28,6% и 27,7% соответственно.

С января по август 2002г. тарифы на электроэнергию для населения Москвы менялись трижды: до 1 апреля тариф составлял 63 коп. за квт-час, с 1 апреля – 84 коп., а с 1 августа – 90 коп., т.е. по сравнению с началом года он увеличился на 42,9%. В 2003г. тариф составлял 1,05 руб., а с 1 января 2004 г. он увеличился до 1,22 руб. за кВт.час

Прогноз среднего тарифа на электроэнергию в коп. за квт-час на 2001 – 2004 гг., представленный специалистами ФЭК на основании материалов Минэкономразвития, дан на рисунке 1.4.

Рис. 1.4 Фактические (средние) тарифы на электроэнергию в РФ (коп/кВт.ч)[23]

В 2004г. по сравнению с 2000г. тарифы согласно приведенным данным увеличатся в 2,7 раза. Динамика роста тарифов показана на рис.1.5.

Рост тарифов обусловлен вводом новых энергомощностей, реконструкцией и модернизацией, которые требуют огромных инвестиций в развитие электроэнергетики.

Согласно данным Госкомстата РФ. Средняя цена приобретения газа промышленными потребителями в декабре 1999г. составляла 320 руб./т. условного топлива, энергетического каменного угля, 503 руб./т, а мазута 1075 руб./т., т.е. соотношение цен на уголь, газ и мазут в расчете на 1 т. условного топлива определялось: 1 : 0,636 : 2,14. Средние цены приобретения в июне 2000 г. составляли-

Рис. 1.5 Динамика тарифов на электроэнергию

соответственно 386, 515 и 1263 руб./т. условного топлива, а соотношение цен на уголь, газ и мазут определялись: 1 : 0,75 : 2,45.

Рациональное соотношение цен угля, газа и мазута считается как 1 : 1,3 : 1,5, а в действительности сегодня: 1 : 1,6 : 1,7.

В топливном балансе электростанций России удельный вес природного газа составляет около 60%, а мазута – 13%. Таким образом, на долю угля, если учесть остальные виды топлива, остается менее 27% при том, что по запасам уголь вне конкуренции. Сжигается же самое ценные, самое технологичное топливо. Ни одна страна мира не имеет такого искаженного топливного баланса электростанций. Следствием недооценки роли угля является отставание в технологиях, обеспечивающих охрану окружающей среды.

Политика в области ценообразования на продукцию ТЭК должна строиться так, чтобы крупные потребители топлива и, прежде всего электростанций, были заинтересованы в сжигании угля. Природный газ и мазут должны стоить дороже. Следует отметить, что для экономики России важно нормальное функционирование целого, а не отдельных частей, т.е. топливно-энергетического комплекса в целом. Для него должна рассчитываться единая базовая цена на единицу продукции, т.е. на 1 тонну условного топлива, а затем дифференцироваться по видам энергоносителей и районам. При этом уголь может быть убыточным, а газ, нефть и электроэнергия – сверхприбыльными. Эту сверхплановую прибыль, учитываемую в ценах и тарифах потребителей следует полностью или частично перечислять в централизованный фонд с последующим использованием ее на дотации угольной промышленности.

В области тарифов на электрическую и тепловую энергию переход к рыночной экономике охарактеризовался отказом от централизованных расчетов и утверждения тарифов. Одновременно раскрылись возможности для их совершенствования. Это относится как к методам обоснования уровня, так и разработке новых форм тарифов, а также развитию договорных отношений энергоснабжающих организаций с потребителями.