Очевидно, что проведение в жизнь перспективной государственной политики цен на продукцию ТЭК приведет к резкому различию в рентабельности его отдельных отраслей, в том числе к убыточности угольной промышленности. Однако необходимо отметить, что экономике России важно нормальное функционирование целого, а не отдельных частей. В данном случае целым является топливно-энергетический комплекс, а не входящие в него отрасли. Для комплекса должна в принципе рассчитываться единая базовая цена на единицу продукции, в данном случае на единицу тонны условного топлива, а затем дифференцироваться по видам энергоносителей и районам.

При предлагаемом подходе уголь будет убыточным, а газ, нефть и электроэнергия могут стать сверхприбыльными. Эта сверхплановая прибыль, учитываемая в тарифах и ценах потребителей, должна полностью или частично перечисляться в централизованный фонд с последующим расходованием ее на дотации угольной промышленности, а возможно, и для компенсации убытков от введения льготных тарифов на энергию и цен на топливо для отдельных потребителей.

Изложенный подход формирования цен на топливо и энергию в условиях стабилизирующейся экономики требует серьезной проработки и поэтапной реализации. При этом важнейшим условием остается жесткий государственный контроль над обоснованностью тарифов.

Известно, что основной особенностью энергетики как отрасли промышленности является единство процесса производства и потребления энергии и соответственно, зависимость объема производства продукции от уровня и режима потребления электрической и тепловой энергии. В условиях постоянно меняющихся во времени характера и размера потребления энергии, при совместной работе в энергосистеме электростанций с различным техническими уровнями (КЭС, ГЭС, ТЭЦ, мощность, маневренность и пр.) и экономическими показателями, достижение максимальной эффективности (минимума затрат) возможно только путем предварительной разработки соответствующих планов режимов работы всего оборудования энергосистемы. Исходя из прогнозируемых объемов потребления энергии и, соответственно, производственной программы, определяются все составляющие сметы затрат на производство и распределение энергии. Именно это обстоятельство и обуславливает вероятностный характер значительного числа позиций сметы затрат. Поэтому и точный учет всех составляющих затрат на перспективный период не представляется возможным. Это вызывает необходимость при формировании тарифов в их уровень закладывать возможные затраты, которые могут быть и не осуществлены.

В случае, если по каким-либо причинам, не зависящим от деятельности персонала энергоснабжающей организации, в отчетном периоде затраты завышены (занижены), то их превышение (снижение) должно быть учтено при обосновании уровней тарифов, устанавливаемых энергоснабжающей организацией для потребителей на период регулирования. При этом очевидно, что они должны отражать объективность затрат (их экономию) в зависимости от режима потребления и производства, структуры генерирующих мощностей, привлекаемых к покрытию графика нагрузки, структуры и объемов потребления отдельных видов топлива, а также требуемого уровня надежности энергоснабжения отдельных категорий потребителей.

Анализ объективности затрат должен проводиться по каждой статье сметы затрат за отчетный период и учитываться при формировании и согласовании предлагаемых уровней тарифов. При рассмотрении объективности затрат энергоснабжающей организации при формировании уровней тарифов на перспективный период следует исключать попытки безосновательного урезания отдельных статей. Практически полная прозрачность сопоставления закладываемых и фактически осуществляемых затрат (с некоторым лагом времени, который, как правило, не превышает 3-6 месяцев) позволяет достаточно объективно учитывать все отклонения как по вине производственной деятельности персонала, так и по не зависящим от его усилий причинам.

Такой механизм корректировки затрат может распространяться на все статьи затрат за исключением расходов на технологическое топливо и заработную плату (основную и дополнительную) в себестоимости продукции.

Важное значение при формировании тарифов на электро - и теплоэнергию при их совместном производстве является обоснованное разнесение затрат между ними.

Существует несколько методов разнесения затрат:

1. Физический, когда вся экономия топлива от комбинированной выработки тепловой и электрической энергии на ТЭЦ относится на электрическую энергию; значительная часть остальных текущих затрат (кроме затрат на топливо) распределяются на отпущенную тепловую и электрическую энергию пропорционально расходу топлива, то есть все преимущества теплофикационного цикла отнесены на производство электроэнергии.

2. Эксергетический. Когда преимущества комбинированного теплофикационного цикла приходятся на отпуск тепловой энергии,в качестве полезной продукции признается лишь та часть энергии, которую можно преобразовать в механическую работу (эксергию).

3. Нормативный метод распределения расхода топлива на ТЭЦ между электрической и тепловой энергией. Предусматривающий распределение топлива между электрической и тепловой энергией, вырабатывыемой на ТЭЦ, пропорционально расходу топлива при выработке того же количества электрической и тепловой энергии в раздельной схеме, распределение постоянных затрат производится пропорционально стоимости топлива, относимой на производство тепла и электроэнергии.

4. Рыночный, когда тариф на тепло для котельных устанавливается с учетом дотаций, тариф на тепло для ТЭЦ должен быть не выше, чем для котельных, а все остальные затраты по ТЭЦ отнесены на электроэнергию.

5. Метод, основанный на приравнивании показателей ТЭЦ по отпуску электроэнергии к показателям КЭС.

До 1995г. весь эффект от совместного производства относился на электроэнергию (применялся физический метод), что приводило к завышению тарифов на теплоэнергию. В настоящее время применяется в основном нормативный метод.

Другим важным вопросом, оказывающим влияние на уровень тарифов, являются источники привлечения средств для финансирования инвестиционных программ развития электроэнергетики. Практика показывает, что источниками финансирования капиталовложений можно считать:

- самофинансирования предприятий (амортизация и прибыль);

- инвестиционный кредит банков и других инвестиционных институтов;

- государственные ассигнования;

- средств фондов внебюджетного финансирования;

- свободные средства предприятий, заинтересованных в расширении производственной деятельности энергетических предприятий;

- свободные денежные средства населения, привлекаемые путем продажи акций и других ценных бумаг.

До недавнего времени основным источником финансовых ресурсов для осуществления капитальных вложений служили внебюджетные инвестиционные фонды предприятий, которые по своей сути являются специализированным налогом, включаемым в тарифы на энергетические ресурсы. Возможности двух последних методов – наиболее рыночных – до настоящего времени не дооцениваются.