Ценообразование и налогообложение в рекламе», «Коммерческое ценообразование

Повременные тарифы устанавливаются  в случаях, когда сложно или невозможно учесть количество перевозимых грузов, расстояние перевозки. Повременные тарифы определяются за каждый час работы и за каждый километр пробега автомобиля в зависимости от его грузоподъемности.

Покилометровые тарифы используются в тех случаях, когда по условиям работы автомобиля невозможно применять сдельные или повременные тарифы, например, при холостом пробеге к месту работы и обратно. Покилометровые тарифы дифференцируются в зависимости от грузоподъемности автомобиля.

Тарифы автомобильного транспорта включают в себя надбавки за перевозку грузов в специализированных автомобилях, что связано с более высокой себестоимостью перевозок.

Скидки с тарифа применяются  в целях повышения коэффициента использования грузоподъемности автомобиля.

На автомобильном транспорте взимаются также сборы за дополнительные операции, связанные с погрузо-разгрузочными работами, складским обслуживанием, экспедированием грузов и т.д.

Перевозки пассажиров и багажа автомобильным  транспортом по внутриобластным  и межобластным маршрутам регулируются субъектами Федерации с учетом себестоимости перевозок и получения необходимой прибыли.

3.5. Тарифы на  электрическую и  тепловую  энергию

Тарифы на электроэнергию являются особой разновидностью оптовых и розничных цен. Их сущность и особенности построения обусловливаются спецификой электроэнергетики, являющейся одной из важнейших отраслей народного хозяйства.

Производство и потребление  электрической энергии имеет  целый ряд особенностей, которые  оказывают существенное влияние на формирование затрат и тарифов. Среди них: несовпадение по времени процесса производства и потребления, неравномерность потребления по времени года и суток, необходимость осуществления трансформации энергии и другие. Названные и другие особенности вызвали необходимость введения двухставочного тарифа: основного - за максимальную мощность и дополнительного - за потребленное количество электроэнергии. Но наряду с этим используется и одноставочный тариф, он применяется для расчета с населением и маломощными промышленными потребителями (менее 750 кВ-А), а также с потребителями, у которых график нагрузки имеет строго определенный характер (например, на электрофицированном транспорте). Преимущество одноставочного тарифа заключается в том, что он прост, понятен для потребителя, требует применения простейших приборов - счетчиков.

В двухставочном тарифе размер платы состоит из двух частей: основной годовой платы (за максимально заявленную мощность в часы максимума загрузки энергосистемы) и дополнительной платы за фактически потребленную энергию. Заявленная мощность характеризует участие потребителя в формировании совмещенного максимума энергосистемы. Для того чтобы лучше понять целесообразность формирования тарифов на электрическую энергию, обратимся к рис. 3.1, на котором представлен график средних общих затрат электростанции при отсутствии и наличии на ней резервных мощностей, соответственно АС₁ и АС₂. Положим, что нагрузка электростанции в обычные часы составляет от Q₁, а в период совмещенного максимума составляет Q₂ кВт.

 

 

 

Рис. 3.1. Механизм установления тарифов на электроэнергию

Величиной, определяющей возрастание средних затрат в  пиковые часы нагрузки, являются постоянные затраты на содержание резервных мощностей; средние переменные затраты в этот период могут оставаться нежизненными.

Это и определяет обоснованность установления двух тарифов. По одному оплачивается энергия в обычные часы, а по повышенному - в часы пиковых нагрузок, то есть потребляя ее в этот период времени, необходимо дополнительно оплатить энергопредприятию постоянные затраты на содержание резервных мощностей. Если установить единый тариф на уровне средних затрат с учетом стоимости резервных мощностей, то потребители, которые не увеличивают потребление в часы совмещенного максимума, будут «переплачивать», а остальные «недоплачивать». Кроме того,исчезнет стимул к более равномерному потреблению электроэнергии по времени суток, что, в свою очередь, позволяет уменьшить затраты на создание резервных мощностей.

Обратимся к графическому анализу двухставочного тарифа (рис. 3.1). Предположим, что все электростанции разделены на две группы: первая группа работает непрерывно; вторая группа работает только в часы совмещенного максимума. Линии АС₁ и МС₁ отражают средние и предельные затраты на производство электроэнергии при отсутствии пиковых (первая группа станций) нагрузок, линии АС₂ и МС₂ - затраты на производство электроэнергии в часы совмещенного максимума нагрузки (вторая группа). Соответственно D₁ и D₂ отражают соответствующий уровень спроса на электроэнергию в эти промежутки времени. Объем производства Q₁ и Q₂ электроэнергии определяется точками пересечения соответствующих линий предельной выручки MR₁ и МР₂ с линиями предельных затрат. Следовательно, тарифы на электрическую энергию в обычное время и в часы совмещенного максимума позволяют получить энергетической компании максимальный объем прибыли.

В настоящее время  при разработке двухставочного тарифа при определении ставки основной платы величину условно-постоянных расходов по энергосистеме (F_сэс) делят на величину совмещенного максимума по формуле

Р_с.о.м = F_сэс / N_см

где Р_с.о.м - ставка основной платы энергосистеме, руб/ кВт ^. год;

F_сэс - постоянные затраты энергосистемы, руб/кВт ^. год;

N_см - совмещенный максимум нагрузки энергосистемы, кВт.

Понятно, что средняя  величина постоянных затрат, приходящаяся на единицу установленной мощности, будет отражать реальные постоянные затраты энергосистемы на покрытие совмещенного максимума нагрузок только в том случае, если вклад различных групп потребителей (расчет с которыми ведется как по двухставочному, так и по одноставочному тарифу) будет пропорционален количеству потребляемой в тот момент энергии. Если же наибольшим является вклад крупных потребителей, которые рассчитываются с энергосистемой по двухставочному тарифу, то эта оценка будет для них заниженной. При двухставочном тарифе условно-переменные затраты энергопредприятий возмещаются потребителями в виде дополнительной платы пропорционально потребленной энергии по ставке

P_q = VС / Q,

где P_q - ставка дополнительной платы за потребленное количество электрической энергии, руб/кВт ^. час;

VС - переменные затраты, руб/год;

Q - количество потребленной энергии, кВт ^. ч.

Двухставочный тариф  побуждает потребителя к более равномерному использованию электрической энергии (чем меньше мощность, заявленная предприятием на период максимальной нагрузки энергосистемы, тем меньше суммарная плата за потребляемую электроэнергию). Энергосистема, имея более равномерный график отпуска энергии, экономит за счет снижения условно-постоянных затрат как на создание основных, так и в более значительной степени, резервных мощностей. Снижается уровень и переменных расходов, так как эффективность работы энергоагрегатов снижается при отклонении от номинальной нагрузки.

Энергетику можно отнести  к естественной монополии, следовательно, существуют объективные предпосылки ценовой дискриминации на производимую ею продукцию. В энергетике имеет место ценовая дискриминация второй и третьей степени. При дискриминации второй степени действует несколько ступеней цен. В энергетике она принимает форму ценовой дискриминации во времени. Существенная разница в тарифах стимулирует ее потребление в часы минимальной загрузки энергосистемы. Введение льготных тарифов для других групп потребителей сдерживается в данное время отсутствием необходимых приборов учета. В Европе производятся счетчики, позволяющие учесть не только количество потребленной энергии, но и времени, когда это произошло. Ценовой дискриминацией во времени можно рассматривать и применение двухставочного тарифа. Также в энергетике все тарифы дифференцированы по группам потребителей, то есть в данном случае имеет место ценовая дискриминация третьей степени, которая преследует в основном не интересы монополиста, а является результатом вмешательства государства.Основной целью этого вида дискриминации является стремление уменьшить различия в реальных доходах потребителей. Самые низкие тарифы на электроэнергию, потребляемую населением на бытовые нужды. Причем дифференциация имеет место и внутри этой группы потребителей. По этой же причине более низкие тарифы на электроэнергию, отпускаемую производителям сельскохозяйственной продукции, электрифицированному транспорту, муниципальным службам.

Если первый из рассмотренных  видов дискриминации экономически оправдан, так как в конечном итоге способствует более эффективному использованию ресурсов, то второй вид дискриминации скорее всего носит временный характер, и если и будет иметь место в дальнейшем, то количество групп потребителей, оплачивающих один и тот же товар по разным ценам, существенно сократится.

Государственное воздействие  на тарифы по энергетике в целом осуществляется с целью приблизить их к уровню, который бы имел место при совершенной конкуренции (рис. 3.2). Всех потребителей электрической энергии можно разбить на три группы: потребители, которые получают энергию по тарифам более высоким, чем средние по энергосистеме - это первая группа, вторая группа -это те, для которых установлен тариф ниже среднего уровня, и третья группа - это потребители энергии на бытовые нужды, тарифы для которых установлены ниже уровня затрат. Такое регулирование преследует, на первый взгляд, благую цель - облегчить ценовой прессинг для второй и третьей групп потребителей, однако в конечном итоге это приводит к удорожанию промышленной продукции, где тарифы на электрическую энергию наиболее высоки, за что в итоге расплачивается население. Кроме того, искусственная заниженная плата не способствует эффективному использованию электрической энергии, повышение этих тарифов несущественно скажется на объеме спроса, так как он достаточно жесткий. В 80-е гг. тарифы на электроэнергию для промышленных предприятий были ниже, чем для бытовых нужд.При существующем способе регулирования цен на электрическую энергию вся рента производителя и его дополнительная прибыль, получаемая от первой группы потребителей, перераспределяется потребителям второй и третьей групп для покрытия убытков от продажи им энергии. В заключение следует отметить, что применяемый в энергетике способ регулирования цен не стимулирует снижение затрат, так как их снижение может привести и к снижению цены.

Цена на тепловую энергию, так же как и на электрическую, устанавливается государственными органами совместно с энергетическими службами, исходя из средних затрат на ее производство. В теплоэнергетике, так же как и в электроэнергетике, имеет место ценовая дискриминация третьей степени. Так как цены на тепловую и электрическую энергию в целом определяются затратами на их производство, представляется целесообразным ознакомиться с их формированием. В тех случаях, когда они производятся раздельно, особых проблем в исчислении затрат не существует, все они прямо относятся на производственный продукт. Совершенно иная ситуация складывается на ТЭЦ, где одновременно производится и тепловая, и электрическая энергия, там возникает необходимость в распределении затрат между ними. Распределение  затрат между тепловой и электрической энергиями осуществляется по весовому или физическому методу, т.е. прямо пропорционально расходу топлива на производство различных видов энергии. Нормы расхода дают технические службы. Основным недостатком этого метода является уравнение тепла разной потребительской ценности – низкопотенциального, идущего на отопление, и высокопотенциального, используемого для производства электрической энергии.

Данный способ распределения  затрат не заинтересовывает потребителей в использовании низкопотенциальных источников энергии, т.к. действующие тарифы этой разницы не учитывают, а капитальные затраты у потребителей в этом случае возрастают (требуются теплообменные приборы с более развитой поверхностью, дополнительное оборудование, площади) и, как следствие, огромное количество этой энергии остается невостребованной.

При распределении затрат на тепловую и электрическую энергию  может быть использован энергетический способ, который, в отличие от физического,   позволяет учесть качественные различия теплоты, используемой для выработки  электроэнергии и для отопления.

Сумму эксплуатационных затрат на производство электрической  и тепловой энергии на ТЭЦ (С) можно  записать в следующем виде:

С = З₀ ^. W + З_m ^. Q,                                                   (3.1)

где З₀ – удельные затраты на выработку электроэнергии;

W – объем производства электроэнергии;

З_m – удельные затраты на выработку тепловой энергии;

Q – количество произвольного тепла.

Уравнение (3.1) может быть преобразовано в уравнение прямой в отрезках:

I = З₀ / (C/W) + З_m / (C/Q).

На рис. 3.3 изображена прямая, описываемая этим уравнением, а точки 1, 2, 3, 4 показывают уровень  затрат на тепловую и электрическую  энергию при использовании различных  способов их распределения.

 

 

 

 

 

Точки 1 и 2 показывают значения затрат на производство тепловой и электрической энергии при их раздельном производстве.

Причем точка 1 соответствует  затратам на электрическую энергию, которые будут иметь место  конденсационной станции такой  же производительности, как и на ТЭЦ. Точка 2 соответствует себестоимости тепловой энергии, вырабатываемой на котельной, равной по производительности количеству тепловой энергии, вырабатываемой ТЭЦ. Точка 3 характеризует компромиссный метод распределения затрат на тепловую и электрическую энергию.

  В соответствии  с методом Вагнера (точка 4) для производства электроэнергии  на ТЭЦ должно  расходоваться  столько же топлива, сколько  и на самой мощной конденсационной  станции, построенной одновременно  с данной ТЭЦ.