Ахмет Джундубаев: Специалисты не разделяют мнения и.о. первого вице-премьера Кыргызстана, выступающего против повышения тарифов на электроэнергию

Специалисты не разделяют мнения и.о. первого вице-премьера Кыргызстана Данияра Усенова, выступающего против повышения тарифов на электроэнергию. Об этом последний заявлял на пресс-конференции в Бишкеке 27 декабря. По его мнению, «повышение тарифов на электроэнергию может негативно повлиять на инвестиционную привлекательность Кыргызстана». Однако эксперты считают, что цена стратегического энергоресурса низка, а себестоимость его производства гораздо выше существующих тарифов.

 

По мнению заместителя директора Кыргызского научно-технического центра «Энергия», кандидата технических наук Ахмета Джундубаева, «подобные заявления Данияра Усенова не красят чиновника такого ранга. Это не более чем популизм в чистом виде».

 

Предлагаем читателям материал, подготовленный специалистами НТЦ «Энергия» еще два года назад для депутатов Жогорку Кенеша. В статье важен приведенный в качестве примеров и обоснований принцип увеличения тарифов на электроэнергию. Статью представляет Ахмет Джундубаев со своими комментариями.

 

Анализ себестоимости и рентабельности 1 кВт-ч электроэнергии показывает, что тариф на единицу электрической, а, следовательно, и тепловой энергии имеет структурную диспропорцию. Это означает, что распределение затрат при формировании единицы электрической и тепловой энергии производится с нарушением финансово-экономических принципов. В результате ТЭЦ оказывается дотируемой, тогда как величина дотаций стабильна и требует структурных сдвигов в себестоимости энергии, причем в пользу теплоцентрали. Очевидно, что дешевизна электроэнергии по отношению к тепловой в условиях Кыргызстана делает акцент на выработке электроэнергии ГЭС. Однако снижение объемов производства продукции ТЭЦ ниже точки безубыточности угрожает ее самофинансированию, и, как результат, котлы уже выводятся из строя.

 

Комментарий Ахмета Джундубаева: Причины диспропорций в структуре тарифа кроются в издержках деления бывшего АО «Кыргызэнерго» на три части: вырабатывающие, передающие и распределяющие энергокомпании. Обобщающий анализ их финансово-хозяйственной деятельности позволяет сделать вывод, что деление произошло в основном функционально. Однако разумное разделение затрат на уровне планирования, учета и калькулирования себестоимости единицы электрической и тепловой энергии проведено не было. Более того, структурные диспропорции в распределении стоимости в структуре тарифа приводят к проблемам и в отношении смежных предприятий, включая потребителей в соседних республиках.

 

1. Производство электроэнергии

 

Себестоимость производства 1 кВт-ч вырабатывающей компанией составляет 18,55 тыйына (здесь и далее цифры 2004 года. – Прим. ИА «24.kg»), при этом тариф для продажи электроэнергии распределительным компаниям и крупным промышленным потребителям (например, «Кумтор») установлен на уровне 17,52 тыйына, то есть тариф для внутренних потребителей электроэнергии ниже ее себестоимости на 1,03 тыйына. Убытки от отпуска электроэнергии на внутреннем рынке предусмотрено покрыть доходом от экспорта, то есть существует перекрестное субсидирование. Рентабельность, необходимая вырабатывающей компании для развития производства и погашения кредитов, обеспечивается доходом от экспорта. Кроме того, этим же предусмотрено покрыть убытки от теплоэнергии и подпиточной воды, вырабатываемой ТЭЦ.

 

При среднем тарифе на продажу вырабатывающей компании с учетом экспорта в размере 33,42 тыйына за 1 кВт-ч доля покрытия убытков от теплоэнергии и подпиточной воды составляет в нем 9,31 тыйына. В целом рентабельность в тарифе 1 кВт-ч электроэнергии на стадии производства составляет 12,89 тыйына, из них 9,31 тыйына направляется на субсидирование убытков от теплоэнергии и подпиточной воды, 3,58 тыйына – прибыль, необходимая на погашение кредитов и капитальные вложения.

 

2. Передача электроэнергии по высоковольтным сетям

 

Себестоимость передачи 1 кВт-ч электроэнергии по высоковольтным сетям составляет 6,35 тыйына. При этом среднегодовой тариф на передачу 1 кВт-ч электроэнергии составляет 9,99 тыйына, из них для экспорта среднегодовой тариф на транзит складывается на уровне 11,03 тыйына, тогда как на внутреннем рынке 9,75 тыйына, хотя тарифы были установлены одинаковые как для экспорта, так и для  внутреннего рынка.

 

Комментарий: Такое расхождение связано с тем, что весь объем экспорта осуществляется после повышения тарифов с 15 марта 2002 года, тогда как по внутренним потребителям на момент повышения тарифов было передано уже 30 процентов электроэнергии по предыдущему тарифу - 6,83 тыйына за 1 кВт-ч, что повлияло на уровень сложившегося среднего тарифа на транзит по внутренним потребителям.

 

Усредненная рентабельность составляет 3,64 тыйына (в тарифе для РЭКов, исходя из среднегодового тарифа, рентабельность складывается меньше – 3,4 тыйына). Следует отметить, что, учитывая величину прибыли, необходимую передающей компании для погашения кредитов и осуществления капитальных вложений, средний тариф на транзит 1 кВт-ч электроэнергии составил бы 11,76 тыйына, то есть необходимая рентабельность - 5,41 тыйына. 

 

3. Распределение электроэнергии

 

Себестоимость распределения 1 кВт-ч электроэнергии распредкомпаниями составляет 16,31 тыйына. При этом с учетом затрат на покупную электроэнергию от вырабатывающей компании и на ее транзит по высоковольтным сетям по установленному для них тарифу полная себестоимость составляет 50,96 тыйына на 1 кВт-ч, в том числе рост себестоимости за счет потерь - 7,38 тыйына. То есть, приобретая определенный объем электроэнергии от вырабатывающей компании по тарифу 17,52 тыйына, РЭКи выставляют счета на объем меньший от приобретенного на величину потерь, в связи с чем возрастает единичная стоимость полезно отпущенной электроэнергии. То же самое относится к транзиту электроэнергии:

 

Затраты на покупку 1 кВт-ч электроэнергии составляют 17,52 тыйына, с учетом потерь возрастают на 4,95 тыйына до 22,47 тыйына за 1 кВт-ч полезно отпущенной электроэнергии.

 

Затраты на транзит 1 кВт-ч электроэнергии составляют 9,75 тыйына, с учетом потерь возрастают на 2,43 тыйына до 12,18 тыйына за 1 кВт-ч полезно отпущенной электроэнергии.

 

Итого за счет потерь рост составляет 4,95 + 2,43 = 7,38 тыйына на 1 кВт-ч электроэнергии.

 

Себестоимость на стадии распределения – 16,31 тыйына.

 

Полная себестоимость для РЭКов составляет 17,52 + 9,75 + 7,38 + 16,31 = 50,96 тыйына.

 

Исходя из среднего сбора тарифа для конечных потребителей в размере 58,04 тыйына, рентабельность распределительных компаний составляет 7,08 тыйына, которая должна обеспечить покрытие их задолженности по кредитам и объемов реконструкции распределительных сетей.

 

Если же рассматривать себестоимость на каждом этапе производство – передача - распределение как составляющую тарифа на 1 кВт-ч для РЭКов и КПП, то

- себестоимость производства – 17,52 тыйына,

- себестоимость передачи – 6,35 тыйына,

- себестоимость распределения – 16,31 тыйына,

- потери: 4,95 + 1,58 (потери только в себестоимости: 2,43 – 0,85 (размер потерь в прибыли) = 1,58 тыйына) = 6,53 тыйына.

 

Итого: 17,52 + 6,35 + 16,31 + 6,53 = 46,71 тыйына (50,96 – 46,71 = 4,25 тыйына, из которых 3,40 тыйына - рентабельность передающей компании в тарифе на транзит для РЭКов и 0,85 тыйына - потери).

 

Общая рентабельность по системе:

- рентабельность в тарифе на производство – 0,

- рентабельность в тарифе на транзит - 3,40 тыйына + 0,85 (потери) = 4,25 тыйына,

- рентабельность в распределении – 7,08 тыйына.

Итого рентабельность: 0 + 4,25 + 7,08 = 11,33 тыйына.

 

Итого тариф для внутренних потребителей: 46,71 тыйына (себестоимость) + 11,33 тыйына (рентабельность) = 58,04 тыйына.

 

Таким образом, подводя итоги анализа, можно сказать, что установленные тарифы на электроэнергию предусматривают:

·                                неполное покрытие себестоимости на стадии производства электроэнергии (тариф - 17,52 тыйына, тогда как себестоимость 18,55 тыйына),

·                                покрытие себестоимости на стадии передачи – 6,35 тыйына, а также рентабельности в размере 3,4 тыйына,

·                                покрытие себестоимости на стадии распределения 16,31 тыйына и рентабельности в размере 7,08 тыйына,

·                                а также учитывают потери в размере 7,38 тыйына.

 

Итого тариф складывается в размере 58,04 тыйына на 1 кВт-ч полезно отпущенной электроэнергии.

 

Комментарий: В структуре тарифа на электроэнергию для внутренних потребителей материальные затраты составляют 35,1 процента - это в основном содержание и эксплуатация оборудования. Зарплата производственного персонала составляет в тарифе 14 процентов, отчисления в Социальный фонд - 3,5 процента. Амортизация основных фондов составляет в тарифе 8,6 процента, необходимость импорта электроэнергии в зимний период предусматривает затраты в размере 7,4 процента, налоги, подлежащие выплате в бюджет республики, составляют 6,9 процента, прочие расходы - 7,1 процента.  

 

Причинно-следственные аспекты тарифных диспропорций

 

Диспропорции в структуре тарифов, равно как и доступ и контроль над финансовыми потоками, привели к ряду нарушений:

 

1. Нарушение технологического регламента производства и цикличности ремонта. Большинство ППР и стратегических мероприятий срываются по причине недофинансирования или его отсутствия. Результат таких нарушений – это технические потери.

 

2. Нарушаются процедуры материально-технического обеспечения. Изученные материалы говорят о несоответствии финансирования и приобретения материально-технических ценностей как по срокам, так и по качеству. Результат таких нарушений – это коммерческие потери.

 

Комментарий: Как известно, основу себестоимости продукции вырабатывающих предприятий составляют преимущественно ЗАТРАТЫ. Основу же себестоимости продукции передающих и распределяющих предприятий составляют РАСХОДЫ. Экономические законы требуют непременного восполнения затрат, тогда как расходы невосполнимы. Топливная и ремонтная составляющие вырабатывающих станций находятся в недофинансированном состоянии.