Содержание к диссертации
Введение
1. Исследование моделей проведения структурной реформы электроэнергетики 11
1.1. Критический анализ структур электроэнергетических рынков 11
1.2. Мировые тенденции развития конкурентных отношений в электроэнергетике 17
1.3. Основы биржевой деятельности на рынке электроэнергии и мощности 23'
1.4. Концепция развития структуры и формирования конкурентных отношений электроэнергетического рынка России 26
1.5. Исследование структуры электроэнергетической системы региона на примере Владимирской области 32
Краткие выводы 37
2. Системный подход к оптимизации функционирования энергетической системы региона 39
2.1. Решение задач формирования оптимального баланса 39
2.2. Методика определения критических объемов реализации электроэнергии на примере Владимирской электроэнергетической системы 41
2.3 Прогноз тенденций развития электроэнергетического комплекса региона
2.3.1 Анализ экономических показателей 45
2.3.2. Анализ технического потенциала 50
2.3.3. Анализ инвестиционной политики ОАО "Владимирэнерго" 54
2.4. Анализ эффективности капиталовложений на развитие собственных генерирующих мощностей 56
Краткие выводы 62
3. Исследование основ формирования конкурентной среды ээс региона во взаимосвязи с методами рыночного тарифообразования 65
3.1. Тарифные системы и тарифы в мировой электроэнергетике 65
3.2. Разработка общих положений тарифообразования на региональных электроэнергетических рынках 71
3.3. Исследование особенностей маржинального ценообразования применительно к региональной энергосистеме 77
3.4. Разработка системы государственного регулирования тарифов на электрическую энергию во Владимирской области 86
3.5. Формирование инвестиционной составляющей тарифов как источника повышения эффективности региональной электроэнергетической системы 90
3.6. Выработка предложений по совершенствованию тарифных систем 95
Краткие выводы 97
4. Разработка методов расчета тарифных ставок за электрическую энергию и мощность 99
4.1. Задачи разработки дифференцированных тарифов на электрическую энергию и мощность 99
4.2. Разработка и совершенствование метода расчета двухставочных тарифов 105
4.3. Разработка методики расчета тарифов, дифференцированных по зонам суточного графика 111
4.3.1 На оптовом рынке 111
4.3.2. На потребительском (розничном) рынке 113
4.4. Анализ основных положений дифференцирования тарифов по уровням напряжения и надежности электроснабжения 118
4.5. Проблемы формирования тарифов на электроэнергию для населения 122
4.6. Методы тарифного стимулирования и энергосбережения 128
Краткие выводы 134
Заключение 136
Литература
- Мировые тенденции развития конкурентных отношений в электроэнергетике
- Прогноз тенденций развития электроэнергетического комплекса региона
- Разработка общих положений тарифообразования на региональных электроэнергетических рынках
- Разработка и совершенствование метода расчета двухставочных тарифов
Введение к работе
Энергетическая стратегия России на период до 2020 г. выделила ключевые задачи национального масштаба, которые концентрируют суть энергетической политики страны. Основная цель реформирования энергетики России - создание и функционирование рынка электроэнергии (ЭЭ) и обеспечение условий энергетической безопасности России. Теоретическая основа формирования рынка — экономическая эффективность отрасли, основанная на принципах рыночного равновесия при условии надежного и качественного энергоснабжения потребителей и внедрения энергосберегающих, социально ориентированных, дифференцированных по различным параметрам тарифах. Его функционирование определяется взаимоотношениями между субъектами и совершенной нормативной и законодательной базой. При этом считается, что производители могут конкурировать между собой, а для потребителя должна существовать принципиальная возможность выбора производителя или их совокупности.
Электрические сети - особый субъект рыночных отношений, поскольку априорно являются элементом монополии. Технологический и коммерческий операторы рынка - компании, представляющие управляющее звено на базе органов диспетчерского управления и осуществляющие оперативно-технологическое управление надежностью, устойчивостью, экономичностью и режимами электроэнергетической системы (ЭЭС), а также учет, анализ и разработку мероприятий по совершенствованию отношений между субъектами рынка. Элементами регулирования рыночных отношений является лицензирование деятельности по производству, передаче и оказанию услуг по распределению ЭЭ, обоснование размеров платы оператору.
К настоящему моменту в мире есть несколько вариантов моделей рыночных отношений в электроэнергетике, которые в чистом виде не могут быть применимы к структуре ЭЭС России. В отличие от стран Западной Европы, США, Японии практически нет избыточных генерирующих мощностей и резервов пропускной способности системообразующих ЛЭП. На порядок ниже плотность электрических сетей и уровень компьютеризации в управлении ими.
5 Цена на ЭЭ практически не зависит от спроса и предложения, а определяется
издержками, проконтролировать которые в условиях акционерных обществ и независимых производителей чрезвычайно сложно. Тарифы на ЭЭ для потребителей устанавливаются органами тарифообразования ФЭК РФ, РЭК, что не способствует свободной конкуренции.
Основы эффективности объединения крупных территориальных, межгосударственных и даже межконтинентальных объединений с функциями инфраструктуры отрасли складываются за счет сохранения целостности электроэнергетического комплекса, концентрации инвестиций и снижения потребностей в топливе, возможностей покупки ЭЭ более дешевых источников, взаимопомощи резервами, привлечения потребителей к управлению режимами.
Наличие единой энергетической системы (ЕЭС) с высокой степенью автоматизации управления и грамотным персоналом послужило базой для плавной адаптации электроэнергетики к работе в условиях рынка. Однако, структура федерального оптового рынка ЭЭ (мощности) (ФОРЭМ) находится в стадии формирования и не позволяет принимать и тем более оптимизировать решения многих финансовых и других системных проблем по целому ряду причин. Любой настоящий рынок эффективен лишь тогда, когда он обеспечивает конкуренцию производителей.
Отдельно стоит вопрос, связанный с платой за транзит по системообразующим сетям и услуги диспетчерского управления. При обостряющемся дефиците генерирующих мощностей и пропускной способности ЛЭП говорить о самостоятельности региональных АО-энерго и тем более отдельных электростанций не приходится. Абонентная плата за возмещение затрат на перетоки ЭЭ выплачивается пропорционально объемам регионального электропотребления, включая как «собственную» элктроэнергию, так и закупаемую на ФОРЭМ.
Обобщая сказанное, можно утверждать, что рыночные механизмы развития и функционирования электроэнергетики находятся в стадии формирования. При фактическом отсутствии практики исследования развития рынка ЭЭ есте-
ственно обратиться к зарубежному опыту, где затратным критериям предпочитаются различные модификации принципа максимальной прибыли, а важнейшим условием стабильного действия рыночных рычагов в энергетике является согласованность мер по их регулированию. Практически во всех странах энергокомпании располагают исключительными правами на монопольное электроснабжение потребителей на определенной территории. Эффективность электроснабжения повышается за счет конкуренции поставщиков топлива. Независимые производители успешно существуют совместно с крупными энергокомпаниями. Для крупных потребителей, имеющих собственные электростанции, вводятся ограничения по мощности, генерируемой ими на оптовый рынок. Вместе с тем, даже в предложенной американскими экспертами программе реформирования российской энергетики отмечено, что при наличии ЕЭС обеспечивается рациональный уровень надежности и устойчивости ее функционирования, а рынок нужно развивать с наименьшими затратами, ограничиваясь на первом этапе разработкой законодательных мер по регулированию тарифов и созданием условий для конкуренции производителей.
Актуальность исследований подтверждают отмеченные обстоятельства тарифного регулирования региональной электроэнергетики вообще и на примере Владимирской энергосистемы в частности. Значительный научный вклад в развитие основных положений рыночных отношений в электроэнергетике внесли работы, выполненные в научно исследовательских институтах (ВНИИЭ, НИИЭЭ, ИСЭМ СО РАН, ЭНИН им. Г.М. Кржижановского и др.), университетах (ИГЭУ, МГЭУ(МЭИ), НГТУ, УГТУ(УПИ) и др.), ряде энергообъединений, в РАО «ЕЭС России» ФЭК РФ. Однако к настоящему времени пройден лишь предварительный этап учреждения основных элементов рынка, переход к нему должен быть продолжен и развит в части адаптации к рыночным отношениям. Возможность их углубления требует дополнительного изучения и обоснования прежде всего на уровне региональных ЭЭС как основного поставщика энергии для конечных потребителей.
7 Выбранное направление исследований определяется необходимостью
практической реализации Законов РФ «Об электроэнергетике», «Об энергосбережении» и основных положений Энергетической стратегии России до 2020 г. Оно связано с научно-исследовательскими работами, проводимыми во Владимирской области и Нижегородском государственном техническом университете в 1996 - 2003 гг.: «Исследование и разработка методов и средств выбора рациональных режимов ЭЭС», «Разработка методики по дифференцированию тарифов на электроэнергию для потребителей». Проведенные исследования входят в федеральную целевую программу «Энергосбережение России на 1998 — 2005гг.», «Программу мероприятий демонстрационной зоны высокой энергетической эффективности по Нижегородской области», программу «Энергосбережение в сферах производства и транспортировки электрической энергии и природного газа на 2000-2005 годы во Владимирской области».
Целью настоящей работы является создание методической, нормативной и законодательной базы тарифного регулирования регионального энергетического комплекса. Для этого решены следующие задачи, отражающие общую логику исследования:
проанализированы особенности структурной реформы электроэнергетики России;
установлена необходимость разработки методических основ регулирования региональных энергетических комплексов и систем в условиях рынка и выработаны общие принципы организации, управления, методического и правового обеспечения региональной энергетической системы;
проведен анализ финансово-хозяйственной деятельности региональной энергосистемы и оптимизирован баланс энергопотребления региона на примере Владимирской области;
проведен анализ влияния регулирования тарифов на эффективность функционирования региональной энергосистемы;
разработана нормативная законодательная база по организации регионального рынка ЭЭ и мощности, определен порядок расчета за потребленную ЭЭ и мощность, даны рекомендации по энергосбережению;
разработана методика формирования тарифной стратегии как средства энергосбережения и регулирования электроэнергетической системы региона.
Объектом исследований является региональный энергетический комплекс с энергообъектами разных форм собственности, а предметом — система регулирования, согласования и управления тарифной политикой.
Методы исследования и решения поставленных задач включают системный анализ объекта, методы математической статистики, аналитические расчеты, энергоаудит, экономико-математические методы анализа и формирования балансов энергоресурсов области и предельных издержек.
Методологическим обоснованием выполненной работы служат результаты
работ ведущих научно-исследовательских институтов, законодательные и нор
мативные акты РФ, указы Президента РФ, постановления Правительства РФ и
ФЭК РФ, нормативные акты Владимирской области, опыт отечественных и за-
Н. рубежных исследователей в области энергетики.
В качестве информационного обеспечения использовались научные труды и монографии, материалы академических и отраслевых институтов, статистические отчетные данные РАО «ЕЭС России», материалы ФЭК РФ, ОАО «Влади-мирэнерго» и РЭК Владимирской области.
В работе автор защищает:
1. Методику оценки критических объемов производства энергетической
продукции как основы формирования оптимального баланса энергопотребле
ния региона.
2. Результаты исследования основ формирования конкурентной среды энер-
^ горынка с выделением генерации, передачи, сбыта, диспетчеризации и тариф
ной политики.
Принципы организации хозяйственных отношений субъектов регионального энергорынка и общие положения управления энергетическим комплексом через тарифообразование.
Модели расчета тарифных ставок на электроэнергию и мощность для конечных потребителей региональных энергосистем.
Принципы энергосберегающей политики, осуществляемой через тарифы на электроэнергию.
Научная новизна полученных результатов заключается в разработке модели региональной энергосистемы как большой технической системы с учетом технологических и экономических связей. В отличие от действующих методических указаний предложены
стратегии формирования экономически обоснованных тарифных систем для различных групп потребителей региональной энергосистемы;
выполнен расчет стоимости услуги по транспорту электроэнергии с выделе-ниием оптового тарифа для энергоснабжающих организаций-перепродавцов;
методы анализа технического потенциала и материально-рескрсного обеспечения ОАО «Владимирэнерго»;
методика анализа эффективности капиталовложений на развитие собственных генерирующих мощностей.
Полученные результаты применимы как для дефицитных, так и для избыточных энергосистем, могут сосуществовать с действующими тарифными системами, являются теоретической базой для новых исследований.
Практическая ценность работы заключается в использовании полученных результатов при управлении региональным энергетическим комплексом через систему тарифного регулирования; разработке и внедрении положений о региональном потребительском энергетическом рынке государственного регулирования тарифов на электрическую и тепловую энергию региональной энергосистемы; расчете энергобаланса, внедрении для потребителей дифференцированных тарифов и гибкого тарифного меню; принятии областной программы-и
закона Владимирской области «Энергосбережение в сферах производства и
транспортировки электрической энергии и природного газа на 2000-2005 годы».
Предложения по реорганизации и оптимизации структуры региональной энергетики позволяют уйти от перекрестного субсидирования населения, получив экономический эффект для ЭЭС и потребителей.
Основные положения диссертационной работы внедрены во Владимирской области при создании и организации регионального потребительского рынка ЭЭ и мощности. Разработанные модели, результаты расчетов и предложения по совершенствованию структуры региональной энергетики переданы в ФЭК РФ. Отдельные разделы используются в учебном процессе на кафедре электроэнергетики и электроснабжения НГТУ при чтении курсов «Надежность ЭЭС», «Оптимизация развития ЭЭС».
Основные положения диссертационной работы и ее отдельные результаты заслушивались и обсуждались в академии предпринимательства Нижней Саксонии (г.Целле, 2001 г.) на международной конференции ERRA по тарифам и ценообразованию (г. Будапешт 2002 г.), на Всероссийских конференциях ведущих руководителей и специалистов ТЭК России (2001 г, г. Суздаль), научных семинарах Владимирского государственного и Нижегородского государственного технического университета (2000 - 2003 гг.).
По теме диссертации опубликовано десять научных работ.
Мировые тенденции развития конкурентных отношений в электроэнергетике
Тенденции развития в мировой практике реструктуризации рассмотренных в предыдущем параграфе вертикально интегрированных компаний производства, передачи и распределения ЭЭ различают три основные модели внедрения конкурентных механизмов [42, 43, 56, 126].
В первой модели сохраняется монопольное положение электроснабжаю-щих PU (public utilities) с вертикально интегрированной структурой и ответственностью за электроснабжение потребителей на своей франчайзной территории. Права PU по развитию собственных генерирующих источников для удовлетворения растущего спроса на ЭЭ ограничиваются. При необходимости ввода новых генерирующих мощностей от PU требуется проводить инвестиционные аукционы под контролем органов государственного регулирования. Достоинство модели - в сохранении преимуществ, присущих вертикально интег рированным структурам в энергетике, при некотором повышении эффективности инвестиционного процесса за счет расширения состава инвестиционных проектов и состязательности при их отборе. Конкуренции в сфере производства и поставок ЭЭ не возникает.
Вторая модель является развитием первой за счет обязательств монопольной PU обеспечивать услуги по передаче ЭЭ и мощности через свои сети для любых внешних поставщиков, заключивших договор на электроснабжение оптовых покупателей в зоне обслуживания данной региональной монополии. От PU помимо услуг по передаче может потребоваться расширение пропускных способностей сетей. При этом возникают условия реальной конкуренции в сфере генерирования и происходит частичное «размывание» франчайзных территорий. Помимо оптовых покупателей становится возможен доступ к сети крупным конечным потребителям ЭЭ, которым также предоставляется право выхода из зоны обслуживания местной энергоснабжающей PU. Несмотря на недостатки, связанные с усложнением инвестиционного планирования и повышением рисков, возникновением противоречий экономических интересов PU с интересами независимых производителей, отсутствием единого рынка ЭЭ, возможным снижением надежности электроснабжения, такая модель используется в США.
Третья модель основана на полной вертикальной дезинтеграции производства, передачи и распределения ЭЭ и организации конкуренции в сфере ее производства и электроснабжении потребителей. Она в наибольшей степени стимулирует конкуренцию в сфере производства ЭЭ, повышая его эффективность. Хотя инвестиционный риск полностью перекладывается на инвесторов, полученная прибыль также в полной мере достается инвесторам и не подлежит ограничению со стороны органов государственного регулирования.
В соответствии с законом об электроэнергетических предприятиях Японии (1995 г.) независимые производители ЭЭ могут без утверждения правительством производить ЭЭ с целью продажи и участвовать в торгах на ее по ставку. Контракт на поставку независимым производителем ЭЭ какой-либо энергоснабжающей компании предполагает средне- и долгосрочный периоды поставки и обеспечивает возможность сооружения новых мощностей, необходимых для выполнения всех условий контракта.
С 1995 г. в США внедряется подход, при котором традиционно интегрированные на электроэнергетических предприятиях функции разделяются на регулируемые и нерегулируемые. Производство ЭЭ конкурирует на основе цены и не подлежит регулированию. Высоковольтные транспортные системы, передающие крупные партии ЭЭ из одного района в другой, регулируются Федеральной комиссией по регулированию в электроэнергетике (ФЭРК). Низковольтные распределительные системы, поставляющие ЭЭ непосредственно потребителям, регулироваться комиссиями штатов. Основными инструментами регулирования являются ставки тарифов на соответствующие услуги по передаче и распределению ЭЭ и контроль за соблюдением условий и качественных характеристик поставок ЭЭ при обеспечении доступности на недискриминационной основе таких услуг для всех пользователей.
Разделение функций способствует росту количества независимых производителей, активизирует оптовые рынки ЭЭ и дает всем потребителям ЭЭ право выбора поставщика. Потребители коммерческого и жилого секторов могут выбирать из нескольких вариантов обеспечения поставок ЭЭ [47, 102, 128]: получение ЭЭ от местного электроснабжающего предприятия или распределительной компании; заключение договора о покупке ЭЭ непосредственно у поставщика по двустороннему контракту; контракт с оптовым продавцом ЭЭ, электросбытовой компанией или брокером, с предложением специальных услуг и соглашений по ценам для отдельных потребителей.
В первом случае местная распределительная компания покупает ЭЭ на конкурентном рынке, осуществляя поставки ее своим потребителям по рыночным ценам. Второй тип контракта характерен для потребителей, желающих использовать право на выбор поставщика и самим управлять ценообразовани ем, надежностью и качественными показателями электроснабжения. При третьем варианте появляется возможность выбора условий соглашения и услуг, предлагаемых местными компаниями через посредников, облегчающих поиск наиболее дешевой ЭЭ.
Анализ опыта стран ЕС позволил определить пути решения задачи разделения функций производства и передачи ЭЭ, среди которых [102, 127, 128, 129,133, 134, 135]: установление правовых норм; ясные политические установки в области электроэнергетики и их рамки; отделение регулирующего органа от регулируемых предприятий; разделение функций производства и передачи ЭЭ; создание конкурентных рынков производства и поставки ЭЭ; развитие систем передачи ЭЭ; определение экологических и других целей государственной политики.
Установлено, что реформирование электроэнергетики в разных странах имеет различные цели и формы [93, 94, 95, 125] (табл. 1.1). Развитие рыночных отношений является гибким процессом, который в значительной степени определяется текущим состоянием, историей создания и развития электроэнергетики соответствующей страны.
Законодательные системы в странах с рыночной экономикой складываются в соответствии с особенностями их национального, исторического и экономического развития.
Четкое законодательное регулирование электроэнергетики Великобритании позволяет поддерживать достаточно низкий уровень средних цен на ЭЭ, что проиллюстрировано табл. 1.2 [102,128,131, 132].
Прогноз тенденций развития электроэнергетического комплекса региона
Потенциал региональной электроэнергетической системы определяется на основе анализа основных экономических показателей деятельности энергопредприятия на примере ОАО «Владимирэнерго». Динамика объемов основной выпускаемой продукции представлена в таблице 2.2.
Анализ его деятельности показал, что полезный отпуск электрической энергии за 2000 г. по сравнению с 1999 годом вырос на 7,09%, тепловой — снизился на 11,8%. Выручка от реализации электро- и теплоэнергии составила 2093787 тыс. руб. Оплачено 2308858 тыс. руб. или 110,3% фактически отпущенной продукции. Себестоимость электроэнергии — 75,8% от объема оплаченной продукции.
В 2001 году был запланирован рост объемов производства электроэнергии на 4% по сравнению с 2000 годом, чтобы в 2002 году цепной темп роста составил 105%.
Такие объемы запланированы исходя из темпов развития энергетической отрасли, которые в среднем составляют 104,5% в год (что значительно ниже темпов роста промышленности, — от 120% в год).
Для анализа деятельности ОАО «Владимирэнерго» в сопоставимых ценах проиндексированы основные экономические показатели исходя из величины индексов инфляции для каждого периода (приложение П 2.3). Сравнение показателей деятельности предприятия за 1996 - 1999 гг. дано в приложении П 2.4, где представлены цены, приведенные к уровню декабря 1999 года. Характеристика экономического потенциала ОАО «Владимирэнерго» в сопоставимых ценах за 1999 - 2001 гг. и прогноз на 2002 г. приведены в приложении П 2.5.
Анализ данных, представленных в приложениях П 2.4., П 2.5. с применением расчетно-аналитического и расчетно-статистического методов, предполагает тенденцию роста экономического потенциала предприятия ОАО «Владимирэнерго». Незначительное увеличение стоимости нематериальных активов в 2001 г. связано с приобретением нового программного продукта, а в 2002 г. в связи с необходимостью дополнительного обязательного лицензирования каждого отдельного вида деятельности предприятия — генерации, распределения и сбыта энергии.
Наблюдается тенденция к увеличению стоимости основных средств в связи с планируемым вводом в эксплуатацию некоторых объектов незавершенного строительства — нового газомазутного котла. Таким образом, ожидается увеличение стоимости основных средств предприятия на 8%, что составит в абсолютном выражении 196012 тыс.руб. Соответственно ожидается уменьшение показателя незавершенного строительства.
В 2002 г. подтвердилось: планируемое снижение дебиторской задолженности на 28% по сравнению с показателем 2000 г. в связи с переходом на более гибкую договорную систему расчетов с покупателями и заказчиками; увеличение денежных средств на 25 % в связи увеличением объемов продаж; рост запасов на 15 %. рост энергопотребления на 1,6 % по сравнению с 2001 г.
Эта тенденция должна быть учтена при формировании баланса производства и поставок электроэнергии региона.
В приложении П 2.6 показан рост затрат в 2002 г., в том числе стоимости покупной электроэнергии — на 40%, исходя из прогнозируемого роста цен на электроэнергию на ФОРЭМ. Важным фактором является сопоставление стоимости энергии собственной выработки и покупной с ФОРЭМ.
Как видно из диаграмм представленных на рис.2.2, в планируемом и прогнозируемом периоде не предусматривается существенного изменения в струк-" туре затрат на производство. Однако, в 2001 г. появилась статья затрат «Недополученная выручка по электроэнергии», которая составляет 6% в общей структуре. Она возникла из-за отставания в изменении цен на внутреннем рынке по отношению к изменениям цен на электроэнергию на ФОРЭМ и оптовых цен на топливо (газ). Наибольший удельный вес в структуре затрат имеет статья «покупная энергия». Это связано с тем, что Владимирская ТЭЦ обеспечивает лишь около 32% потребности в электроэнергии, остальные 68% покупаются на ФОРЭМ, где ее стоимость значительно выше.
Основные причины убыточной работы системы в 1999 г. следует искать в ошибках менеджмента и несвоевременных расчетах по налогам в бюджеты всех Л уровней, что повлекло к образованию пеней.
Разработка общих положений тарифообразования на региональных электроэнергетических рынках
Отношения между участниками ФОРЭМ осуществляются на основании действующих нормативных правовых актов и договоров на поставку электрической энергии (мощности) и оплату услуг. ФЭК РФ утверждает расчеты полезного отпуска электроэнергии по каждому поставщику электроэнергии и ФОРЭМ в целом. Порядок разработки и утверждения плановых балансов электрической (тепловой) энергии и мощности, плановых балансов стоимости электроэнергии и мощности на ФОРЭМ разрабатывается РАО «ЕЭС России» с участием АО «ЦДУ ЕЭС России» (системного оператора) на основании: предложений поставщиков ФОРЭМ по поставке электрической (тепловой) энергии и мощности и их заявочных расчетов тарифов; предложений покупателей ФОРЭМ по балансу электрической (тепловой) энергии и мощности (для потребителей — субъектов ФОРЭМ) и объему покупки электрической энергии и мощности; учета потребностей отраслей экономики и населения в электрической (тепловой) энергии и мощности; учета платежеспособности потребителей; объемов и структуры производства электрической энергии по типам генерирующих источников и их мощности, необходимых для покрытия нагрузки; учета перетоков электрической энергии и мощности между регионами, а также экспортных (импортных) поставок.
Договорные отношения на ФОРЭМ определяют условия продажи электрической энергии (мощности) на границе балансовой принадлежности электрической сети продавца по тарифам, установленным ФЭК России. В этих договорах предусматривается сохранение за АО-энерго функций энергонабжаю-щей организации (ЭСО) по отношению к потребителю — субъекту ФОРЭМ. Допускается также заключение с потребителями — субъектами ФОРЭМ трехсторонних договоров: АО «ЦДУ ЕЭС России» (оператор ФОРЭМ), потребитель -субъект ФОРЭМ и АО-энерго (ЭСО) в районе обслуживания которого находится потребитель. Основу этих договоров составляет тарифная политика. Методика расчета тарифных ставок должна быть однозначна для понимания, ее формулы ясными и тщательно расписанными по всем параметрам, включая расчет налогов и отчислений в разные фонды. На расчетный период времени тарифы рассчитываются при плановых (прогнозных) характеристиках функционирования энергосистемы.
В простейшей постановке задача состоит в следующем: для получения необходимых финансовых средств от реализации энергии при данном полезном отпуске требуется рассчитать соответствующий тариф или разработать систему тарифов. Основным вопросом при этом является обеспечение сбалансированности результатов - соответствия среднего тарифа тарифным ставкам, дифференцированным по различным параметрам. Дифференцированные тарифы должны обеспечивать тот объем выручки от реализации электрической энергии, который заложен при расчете среднего тарифа. Отсюда основное балансовое соотношение, используемое при оценке среднего тарифа: где Тср — средний отпускной тариф на электроэнергию для потребителей, руб./кВтч; НВВ - (необходимая валовая выручка) потребность в финансовых средствах на деятельность по производству, передаче и распределению электроэнергии, руб.; Wnon - полезный отпуск электроэнергии, кВтч.
Эта модель является статической, не учитывающей динамики движения финансовых и материальных ресурсов, поскольку энергия отпускается и доходит до потребителя в течение расчетного периода, а выручка от ее реализации поступает, как правило, со значительным сдвигом. В то же время затраты, включая капиталовложения, следует оплачивать из имеющихся в наличии финансовых средств. Поэтому необходимо хотя бы приближенное решение задачи балансировки тарифных ставок [6].
Независимо от способов формирования тарифов минимизация себестоимости электроэнергии остается определяющим условием, обеспечивающим снижение их под влиянием ряда внутрипроизводственных (изменение объема, структуры и улучшение организации производства) и межотраслевых (темпы развития промышленного и сельскохозяйственного производства, транспорта, сферы услуг; финансовая стабилизация и ценовая политика) факторов.
Ставки тарифа за мощность и энергию должны обеспечивать тот объем выручки от реализации электрической энергии, который заложен при расчете среднего тарифа: где TtN - ставка тарифа за электрическую мощность на /-й ступени напряжения (/ = 1,3) сети высокого напряжения (ВН) - 110 кВ и выше (/ =1), среднего (СН) - 35 - 6/10 кВ (і = 2) и низкого (НН) - 0,4 кВ (/ = 3); N, - суммарная заявленная мощность всех потребителей, подключенных к /-й ступени напряжения; Twi — ставка тарифа за электроэнергию на /-й ступени напряжения; Wnoni — суммарный полезный отпуск электроэнергии потребителям, подключенным к /-й ступени напряжения; HBBN— суммарная величина общей выручки от реализации электрической мощности.
Разработка и совершенствование метода расчета двухставочных тарифов
Следовательно, введение дифференцированных по времени тарифов является комплексным мероприятием, существенно изменяющим взаимоотношения электроэнергетической отрасли с потребителями как в технической, так и в финансово-экономической сфере.
Основу рыночных отношений поставщиков и потребителей составляет договор на пользование электроэнергией, в соответствии с которым ЭЭС должна продавать своим потребителям услуги по гарантированному энергоснабжению на покрытие согласованных графиков нагрузки. Такой договор должен учитывать следующие обстоятельства.
1. Потребитель несет ущерб независимо от причин, по которым произошло нарушение планового графика нагрузки со стороны ЭЭС, поскольку при этом нарушается его технологический процесс производства [75]. ЭЭС должна компенсировать ему именно этот ущерб, а не только потери, определяемые общим объемом недоотпущенной ЭЭС (недополученной потребителем) электроэнергии. В случаях нарушения графика нагрузки по вине поставщиков топлива этот ущерб и ущерб, возникающий непосредственно в ЭЭС, должен компенсироваться ими. Следует отметить, что штрафные санкции к поставщикам топлива следует применять и при отклонении от расчетных норм по качеству топлива в размере, компенсирующем ущерб, который несут электростанции.
2. Ответственность за нарушение графика электропотребления обеспечивается системой штрафных санкций, которая должна быть одинаковой для всех субъектов рынка. Если потребитель должен платить штраф за превышение заявленной им (договорной) мощности в часы максимума нагрузки, то и ЭЭС должна оплачивать нарушение режима электроснабжения в эти же часы.
3. Действенность системы штрафных санкций может быть обеспечена только в том случае, если всю или большую часть штрафа получает потерпевшая сторона. Если штраф перечисляется в бюджет, то потерпевшая сторона не имеет стимула для применения штрафных санкций и контроля за выполнением контрагентом своих обязательств [20].
В условиях прогнозируемых дефицитов мощности и (или) энергии как в часы максимальных нагрузок, так и других зонах графика ЭЭС должна быть заинтересована не только в соблюдении договорных параметров, но и в наиболее эффективном использовании резервов мощности — и своих, и потребителя. Для этого тариф, по которому учитывается реализация электроэнергии в зоне возможного дефицита, должен устанавливаться с учетом ожидаемого ущерба тех потребителей, которые попадают под отключение или ограничение в этот временной период. Такой подход позволит потребителю заранее выработать стратегию своего поведения по оптимизации управления нагрузкой объектов основного производственного процесса, а ЭЭС ввести имеющиеся резервы. Прибыль от реализации электроэнергии по повышенному тарифу должна распределяться между потребителем, который вкладывает средства в систему управления электропотреблением, и ЭЭС, которая повышает надежность и экономичность работы основного оборудования электрических станций и сетей.
Очевидно, что потребитель должен иметь право получать от ЭЭС компенсацию за отклонение параметров получаемой электроэнергии от договорных или нормативных. Из этого следует, что должны быть четко сформулированы, детально проанализированы и научно обоснованы требования к формированию тарифов в области надежности электроснабжения потребителей.
Разработка и совершенствование метода расчета двухставочных тарифов Для повышения эффективности работы электростанций осуществляется переход на расчет за потребленную электроэнергию по двухставочному тарифу [25, 26, 27]. При составлении баланса мощности и электроэнергии регулирующие органы (ФЭК и РЭК) обеспечивают потребность в электроэнергии за счет электростанций, которые имеют наименьшие тарифы. Поскольку каждая из них является самостоятельно хозяйствующим субъектом, она заинтересована в, продаже продукции по максимальному тарифу и получении максимальной прибыли от реализации. Если она назначит слишком высокий тариф, то не сможет продать мощность и электроэнергию, поскольку в баланс будут прежде всего включены те электростанции, тариф у которых ниже. Таким образом, возникает необходимость рассчитать свой тариф так, чтобы продать мощность и электроэнергию и получить прибыль.
Расчет двуставочного тарифа продажи электроэнергии производится путем разделения необходимой валовой выручки (НВВЭ; НВВЭ = 3 + 1) на производство электрической энергии и на содержание мощности.
В основу расчета тарифа на мощность положены постоянные затраты, а на электроэнергию - переменные. 1. Тариф на мощность, поставляемую на оптовый или потребительский рынок (на шинах электростанции) в расчете на один месяц, определяется как: f _ Nnoct " "" N ҐЛ С\ где Здгпост — постоянные годовые затраты на содержание установленной мощности электростанции; П - прибыль электростанции, относимая на мощность; iVycr установленная мощность электростанции. Тариф на мощность для потребителя т N Г х Л постав уст /л s\ Wncnp = (4.6) зтах где Л/зтах — среднемесячный, заявленный потребителем максимум нагрузки. Тариф TNnoTp всегда больше тарифа 7}упоставво столько раз, во сколько раз установленная мощность электростанции NyCT превышает заявленный потребителем максимум нагрузки Л зтах- В тарифе на мощность электростанция заранее закладывает затраты на содержание всей своей установленной мощности, а не только нужной потребителю, которая заявляется им в договоре. Тариф для потребителя постоянно завышается, в чем недостаток этого метода расчета. Дополнительно тариф у потребителя Т п(утр возрастает на величину потерь мощности при ее передаче. Но потери мощности объективны, и компенсация в тарифе затрат на восполнение потерь вполне оправдана.
