Маркетинговые исследования на розничных рынках электроэнергии в условиях развития конкурентных отношений в электроэнергетике
Развитие конкурентных отношений в электроэнергетике: подходы к анализу розничного рынка электроэнергии, определение привлекательных потребителей, методы и методики прогнозирования объемов, факторы стратегии ценообразования и продвижения энергокомпаний.
| Рубрика | Маркетинг, реклама и торговля |
| Вид | дипломная работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 30.05.2012 |
| Размер файла | 4,7 M |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Кci=Pmaxi /Nустi ; (2.3)
Кс обычно колеблется от 0,6 до 0,9
где Pmax i - максимум нагрузок отдельных групп потребителей, полученный из заявок потребителей или расчетным путем (2.1-2.2).
Nустi - суммарная установленная мощность токоприемников отдельных групп потребителей.
Полученный коэффициент сопоставляют с Кс за предыдущий год.
3. Совмещенный максимум нагрузки потребителей региона определяют с помощью коэффициента разновременности:
Рмакс = (2.4)
Учитывая, что максимум нагрузки различных групп потребителей в рассматриваемом регионе энергоснабжения наступает в различные часы суток, совмещенный максимум нагрузки Рмакс оказывается меньше, чем арифметическая сумма максимумов отдельных групп потребителей .
Эта разновременность наступления максимумов нагрузки отдельных групп потребителей и характеризуется коэффициентом Крi.
4. Средний суммарный максимум нагрузки региона рассчитывают с учетом потерь мощности в сети ( ).
5. Абсолютный максимум нагрузки потребителей региона () определяют с помощью коэффициента перехода от среднего максимума к абсолютному (коэффициент попадания в максимум системы (Ка):
=Ка (2.5)
Коэффициент перехода от среднего максимума к абсолютному определяют исходя из данных эксплуатации по месяцам года. Он зависит от структуры потребителей электроэнергии и колеблется в пределах от 1,03 до 1,08.
При этом следует учитывать, что самостоятельное планирование энергопотребления (Wi) и максимумов нагрузки осуществляют только крупные потребители, планирование энергопотребления для всех других потребителей осуществляют сами энергокомпании (чаще сбытовые).
Для построения плановых суточных графиков электрической нагрузки потребителей региона синтезированным методом необходим структурный анализ отчетных суточных графиков нагрузки региона, т.е. их расчленение на составляющие графики нагрузки основных групп потребителей.
Основным методом расчленения и анализа отчетных графиков нагрузки энергокомпании можно считать метод последовательного исключения, состоящий в последовательном исключении из графика отдельных его составляющих (в порядке убывания достоверности знания об их действительных конфигурациях).
Таким образом, из отчетного суточного графика, наиболее близкого к среднему за данный месяц, выделяются:
совмещенный график промышленной нагрузки. Конфигурация графика обусловлена технологическими процессами.
графики осветительной нагрузки, городского хозяйства, транспорта, сельского хозяйства (рис.15).
Рис. 15. Суточные графики осветительной нагрузки, городского хозяйства и бытовой нагрузки в зимний и летний периоды.
тяговой нагрузки электрифицированного дальнего железнодорожного транспорта, которая характеризуется относительной равномерностью и наличием пусковых кратковременных пиков при трогании поездов с места (рис.16)
Рис. 16. Суточный график тяговой нагрузки электрифицированного дальнего железнодорожного транспорта
Кратковременные пики сглаживаются с увеличением длины и интенсивности движения на линии.
В результате построение плановых суточных графиков электрической нагрузки потребителей региона для каждого месяца года синтезированным методом осуществляется путем совмещения известных суточных графиков соответствующих групп потребителей, подвергшихся анализу и корректировке, с точки зрения возможных изменений их конфигурации в плановом году (из-за изменения состава потребителей, изменения технологического режима действующих крупных потребителей и т.д.).
Конфигурация суточного графика электрической нагрузки потребителей региона зависит от соотношения технологической и коммунально-бытовой нагрузки городов (в первую очередь, осветительной).
Годовые графики электрической нагрузки потребителей региона показывают последовательность изменения максимумов (или средних) величин нагрузки за каждые сутки в течение года (рис. 17).
1 - суточных максимумов нагрузки;
2 - месячных максимумов нагрузки.
Рис.17. Годовой график суточных максимумов электрической нагрузки потребителей региона
Менее трудоемким методом построения плановых суточных графиков нагрузки потребителей региона является метод аналогии.
При планировании максимума нагрузки по методу аналогии необходимо построить плановый график по аналогии с фактическим (отчетным) за предыдущий период, «очистить» его от случайностей прошлого периода и скорректировать на планируемые изменения планового периода.
В 1991 году в НИИЭЭ были разработаны алгоритмы краткосрочного (до года) и оперативного планирования энергопотребления, основанные на принципах экспертных систем. Как показали неоднократные расчеты, такие алгоритмы в большинстве случаев обеспечивают точность планирования, не уступающую точности статистических методов, и в то же время дают существенный выигрыш в вычислительной эффективности (меньший объем исходных данных, меньше затрат на идентификацию, оценивание и хранение параметров расчетных моделей), а также в надежности (в смысле снижения ошибок прогнозирования за счет знаний и опыта экспертов по сравнению с традиционными статистическими методами в условиях неопределенности экономической ситуации в стране).
Следует отметить, что планируемые с помощью экспертных систем объемы энергопотребления основываются на статистике максимумов нагрузок и энергопотребления за ряд лет, данных о влиянии средней температуры, показателей освещенности и прочих факторов. Эксперты выбирают наиболее значимые факторы, уточняют их значения, а далее по разработанным алгоритмам происходит планирование уровней энергопотребления и максимумов нагрузки потребителей региона.
Планирование потенциальных объемов электропотребления по рынку, региону, группе потребителей и отдельно по каждому крупному потребителю и совмещенного максимума электрических нагрузок потребителей, по существу, формирует спрос на электроэнергию.
Наряду с электроэнергией, вторым важнейшим товаром энергокомпаний является теплоэнергия. Как и в отношении электропотребления, основными методами планирования теплопотребления является метод расчета потребности по укрупненным удельным показателям (УУП) с учетом корректировок по эконометрическому методу и методу экспертных оценок, а тепловых нагрузок - статистические методы и экспертных систем.
Планирование тепловых нагрузок действующих потребителей обычно производится на основе отчетных данных за предшествующие годы с учетом поправок на рост тепловой нагрузки в плановом году и на ожидаемые колебания температуры наружного воздуха (для отопительных нагрузок):
(2.6)
где tвнут, tнаруж - температура внутри помещений и наружного воздуха;
Qрасч - максимальная отопительная нагрузка при нижней предельной t0, на которую рассчитана отопительная нагрузка.
Планирование потребности новых присоединений производится на основе проектных данных - для промышленных предприятий и принятых норм теплопотребления - для жилых домов.
Общее потребление тепла дифференцируется по видам теплоносителя (пар и горячая вода) и параметрам отборов.
Плановые объемы энергопотребления и максимумов нагрузок потребителей отражаются в договорах энергоснабжения (договор энергосбытовой организации с конечным потребителем) или купли-продажи энергии (мощности) (договор между поставщиками или сбытовой энергокомпанией и конечными потребителями).
Остальные товары и услуги энергокомпаний пока рассматривать не будем, так как рынки этих услуг до конца не сформированы.
2.2 Формирование стратегии в области ценообразования энергокомпаний
В рамках маркетинговых исследований энергокомпании должны быть установлены ориентировочные цены (тарифы) розничного рынка для заключения двусторонних договоров купли-продажи электроэнергии (мощности) или договоров энергоснабжения.
На розничном рынке электроэнергии (мощности) тарифы на электроэнергию (мощность) складываются из ценовых ориентиров по составляющим энергетического производства (генерации, передачи, распределения, сбыта).
При этом следует учитывать следующее:
какова вероятная реакция потребителей на повышение или понижение цен или тарифов (эластичность спроса по цене);
как действуют энергокомпании при повышении или снижении цен конкурентами;
насколько цены отражают затраты;
будет ли энергокомпания использовать стимулирование продаж;
как будет влиять на цены или тарифы энергокомпании государственное регулирование, и т.д.
Остановимся на этих вопросах подробнее.
2.2.1 Влияние эластичности спроса по цене на стратегии ценообразования (тарифообразования) в электроэнергетике
Анализируя эластичность спроса, обычно рассматривают эластичность замены, собственную эластичность спроса по цене и эластичность по доходу.
Эластичность - мера оценки изменения одной переменной при изменении другой переменной, т.е. вид измерения чувствительности.
Эластичность замены - процентное изменение в соотношении между товарами, когда цены товаров меняются на 1%, а уровень производства предполагается неизменным. При различных комбинациях (товаров) эластичность замены может варьироваться в интервале от нуля до бесконечности. Когда эластичность замены равна 0, замена рассматриваемых товаров невозможна. Если эластичность замены равна бесконечности, то товары полностью взаимозаменяемы.
Эластичность замены электроэнергии в освещении равна практически 0, а в некоторых тепловых процессах эластичность замены - относительно высока. В целом, эластичность замены в электроэнергетике почти никогда не рассматривается.
Собственная эластичность спроса по цене - это процентное изменение требуемого количества товара, когда цена рассматриваемого товара изменяется на 1%. Собственная эластичность спроса по цене обычно отрицательная (когда цена растет, то спрос падает). Спрос считается эластичным, если собственная эластичность спроса больше 1. Это означает, что относительное изменение спроса больше относительного изменения цены.
Эластичность по доходу - процентное изменение спроса на товар при условии, что доходы меняются на 1%. Обычно (за исключением товаров низкого качества) эластичность по доходу положительная, т.е. при увеличении доходов, потребление товаров растет. Эластичность по доходу меньше 1, когда относительное потребление товара растет медленнее, чем доход, и больше единицы, когда наоборот.
За рубежом анализ эластичности спроса на электроэнергию по цене и по доходу проводят достаточно регулярно. Учитывая, что особенности электроэнергии как товара обуславливают практически схожие модели организации энергетического производства и тенденции изменения эффективности использования энергии, результаты, проводимых за рубежом исследований, полезны и для России.
Среди наиболее существенных результатов зарубежных исследований можно назвать:
1. Эластичность спроса по цене (тарифу) на электроэнергию в промышленности большинства стран практически близка к нулю.
2. Эластичность спроса по цене (тарифу) на электроэнергию в быту еще менее чувствительна к изменениям, чем в промышленности.
3. Эластичность спроса на электроэнергию по доходу достаточно высока.
Следовательно, как бы не росли цены (тарифы) на электроэнергию, спрос на нее практически не падает.
Эти выводы и обусловили необходимость жесткого государственного регулирования тарифов на электроэнергию (особенно применительно к тарифам для бытовых потребителей ) почти во всех странах мира.
Подобного рода исследования эластичности в последние годы стали проводить и в России. Так, например, одним из наиболее глубоких исследований является анализ эластичности спроса по цене на электроэнергию, проведенный Центром по эффективному использованию энергии (ЦЭИЭ), в котором определялась реакция потребителей трех региональных компаний - «Кубаньэнерго», «Ростовэнерго», «Янтарьэнерго» (Калининградская обл.) на повышение тарифов. Согласно результатам, полученным ЦЭИЭ, при росте тарифов в 1995г. в обследованных энергокомпаниях в 2,5 раза, платежи увеличились в 1,6 раза.
Это и понятно, поскольку, прежде всего рост тарифов ведет к уменьшению энергопотребления. Крупные промышленные предприятия при повышении тарифов на энергию на 10% снижали потребление на 1-3%. Значит, платежи должны были вырасти только на 7-9%. Однако, если потребитель не мог полностью расплатиться по старым ценам, то тем более в условиях неплатежей (1994-2000 гг.) он не мог расплачиваться за энергию по новым ценам. В результате его задолженность энергокомпании росла.
Мелкие организации менее чувствительно реагировали на изменение тарифов: на каждые 10% их повышения, потребление снижалось на 0,4-1,8%. Еще меньше реагировали непромышленные и непроизводственные организации и железнодорожный транспорт; самые неуязвимые - аграрии: повышение цен на 10% снижало их потребление на доли процента. Что же касается населения, то при повышении тарифов на электроэнергию для него на 10%, спрос снижался почти на 2%.
Если первая реакция потребителей на повышение тарифов - сокращение потребления, то вторая - рост неплатежей. Реальные платежи от промышленности возросли только на 1,5% на каждые 10% повышения тарифов (увеличивая тем самым текущую задолженность на 12%). Еще меньше доходов энергокомпании дало повышение тарифов для сельхозпотребителей (прирост на 10% сопровождался увеличением платежей лишь на 0,3%, а вот задолженность увеличилась более, чем на 5% за квартал).
Угроза отключения потребителей - фактор весьма значимый для динамики задолженности. Ужесточение санкций к промышленным неплательщикам в виде отключений в 1 квартале 1996г. привело бы, как показывает исследование ЦЭИЭ, к снижению суммы задолженности на 13%.
Данное исследование, несомненно, дает возможность энергокомпаниям и региональным энергетическим комиссиям перейти от интуитивных решений к анализу и отбору вариантов повышения тарифов с учетом реакции потребителей. Естественно, энергокомпании должно с полной ответственностью отнестись к этим выводам при формировании тарифной политики и в настоящее время, когда время неплатежей миновало.
Данные ниже приведенной табл. 11 убедительно доказывают, что даже при низкой эластичности спроса на электроэнергию, потребители разных отраслей реагируют на повышение тарифов не одинаково. Основными факторами, определяющими уровень эластичности спроса на электроэнергию, являются: энергоемкость продукции, наличие конкурентных рынков готовой продукции, влияние государственного регулирования на ценообразование готовой продукции.
Таблица 11 Уровень эластичности спроса по цене на электроэнергию по отраслям
|
Отрасли экономики |
Уровень эластичности спроса по цене на электроэнергию |
|
|
Промышленность (без электроэнергетики) |
Средний |
|
|
Добывающая промышленность |
Низкий |
|
|
Черная металлургия |
Высокий |
|
|
Цветная металлургия |
Высокий |
|
|
Химия и нефтехимия |
Средний |
|
|
Машиностроение и металлообработка |
Низкий |
|
|
Стройматериалы |
Средний |
|
|
Легкая |
Низкий |
|
|
Пищевая |
Низкий |
|
|
С/Х |
Низкий |
|
|
Строительство |
Низкий |
|
|
Транспорт |
Низкий |
2.2.2 Учет действий конкурентов при формировании стратегии ценообразования (тарифообразования) в электроэнергетике
Это довольно сложный вопрос. Поскольку конкурентов на розничном рынке пока немного, то существует взаимозависимость политики ценообразования энергокомпании от политики конкурентов. Как уже отмечалось выше, основу конкуренции на розничном рынке в настоящее время составляет право выбора потребителями возможности энергоснабжения: от собственного источника энергопитания (существенные затраты и большие риски в связи с опасностью перерывов в энергоснабжении), с оптового и розничного рынков электроэнергии через независимую энергосбытовую компанию, в том числе собственную, или через гарантирующего поставщика (сбытовая компания, за которой закреплена определенная территория обслуживания - типовой вариант для средних и мелких потребителей) или непосредственно от поставщика оптового и розничного рынка, заключая при этом договора с сетевой организацией на оказание услуг по передаче электроэнергии (для крупных потребителей с целью страхования от изменения цен на оптовом рынке, самый перспективный вариант).
При выборе той или иной энергосбытовой компании следует учитывать приведенную ниже классификацию энергосбытовых компаний (табл.12).
Таблица 12.
Характеристика энергосбытовых компаний
|
Энергосбытовые компании |
Статус субъекта рынка |
Цены |
Потребители и ценовые риски |
Перекрестное субсидирование |
Недостатки |
Плюсы |
|
|
Сбытовые компании, образованные в результате распаковки АО-энерго |
есть |
регулируемые |
Все потребители, несет ценовые риски |
есть |
Имидж, принимают на себя риски |
||
|
Локальные сбытовые компании, бывшие перепродавцы |
нет |
регулируемые |
Все потребители, ценовых рисков нет |
есть |
Могут быть задолженности перед АО-энерго, угроза ограничения для конечных потребителей |
Стабильные покупные цены |
|
|
Независимые сбыты, созданные для работы на РСВ |
есть |
нерегулируемые |
Работа только с крупными потребителями, перенос на них рисков |
нет |
|||
|
Корпоративные сбыты |
есть |
нерегулируемые |
Ограниченный состав аффилированных потребителей, перенос на них рисков |
нет |
2.2.3 Влияние учета затрат и стимулирования продаж на формирование стратегий ценообразования (тарифообразования) в электроэнергетике
В мировой практике приняты три подхода учета затрат:
учет удельных суммарных затрат;
учет долгосрочных или краткосрочных предельных затрат;
«рыночное ценообразование».
Первые два подхода применяются в отношении вертикально-интегрированной энергоснабжающей организации.
Учет удельных суммарных затрат предполагает, что при формировании тарифов на электроэнергию учитываются удельные суммарные затраты энергоснабжающей компании за весь период эксплуатации - АТСИ (Average Total Costs of Utility). При этом тарифы рассчитываются исходя из того, что выручка (т.е. финансовые поступления от продажи энергии за весь период эксплуатации энергокомпании) должна быть достаточна для покрытия всех издержек в течение этих лет и образования определенной прибыли. Среднегодовые издержки производства включают эксплуатационную (зарплату, затраты на техническое обслуживание и ремонт), топливную составляющие, а также составляющую капитальных затрат, которая обеспечивает амортизацию и выплату процента на вложенный капитал.
Основным недостатком этого подхода является то, что он направлен на окупаемость уже затраченных средств и не учитывает потребность компании в финансовых средствах для покрытия будущего спроса на энергию.
Второй подход предполагает, что ценообразование в энергетике будет основано на учете предельных (маржинальных) затрат. Предельные затраты - затраты в каждую дополнительную единицу продукции.
Различают краткосрочные предельные затраты и долгосрочные предельные затраты.
Подход, основанный на расчете краткосрочных предельных затрат - SRMC (Short Run Marginal Costs), предполагает расчет тарифов исходя из совокупности затрат, необходимых для увеличения подачи электроэнергии потребителям на 1кВт*ч в пределах существующих мощностей компании, пропускной способности ЛЭП и систем энергораспределения. Этот подход позволяет учесть в тарифе дополнительные затраты, необходимые для удовлетворения единичного прироста спроса на электроэнергию. Очевидно, что такими затратами являются дополнительные переменные, в первую очередь, топливные затраты.
На основе этого подхода устанавливаются временные переменные тарифы (суточные, сезонные), отражающие колебания в графике нагрузки и связанные с этим затраты энергокомпаний на маневрирование мощностью. С середины 80-х годов во Франции, Италии и других странах стали широко использоваться "спот-тарифы", которые в отличие от базовых тарифов (основанных на АТСИ) могут ежечасно меняться в зависимости от прироста спроса на энергию.
Подход, основанный на расчете долгосрочных предельных затрат - LRMC (Long Run Marginal Costs), стал применяться с 60-х годов и предполагает расчет тарифов, исходя из учета всех дополнительных затрат (в том числе на сооружение и ввод в эксплуатацию новых энергогенерирующих и передающих мощностей) в долгосрочной перспективе, требуемых для удовлетворения прогнозируемого прироста спроса на энергию.
Существенной проблемой для установления тарифов с учетом концепции SRMC является прогнозирование колебаний спроса на энергию. Эти колебания имеют две составляющие:
систематическую, которую можно учесть представленными выше статистическими методами планирования потребности в энергии достаточно точно;
стохастическую, о которой можно говорить только с определенной вероятностью и которую нельзя полностью спрогнозировать, хотя именно здесь и могут быть наиболее эффективно использованы методы экспертных систем.
Тем не менее, тарифы на электроэнергию, рассчитанные с учетом этого подхода, являются ориентировочными. Особенно большие проблемы с разработкой тарифов на основе SRMC возникают в системах, где преобладают ГЭС. Поскольку реальность тарифов, в основе которых лежат SRMC, зависит от сбалансированности спроса и предложения энергии, то даже небольшие вариации этого баланса (например, сезонные, как правило, малопредсказуемые), могут существенно изменить величину SRMC. В зависимости от того, за счет чего будет достигнута компенсация избыточного спроса при нехватке мощности ГЭС для покрытия переменной части графика нагрузки, величина SRMC может существенно колебаться.
Желания потребителей иметь более устойчивые в течение длительного периода тарифы на энергию, удовлетворяют тарифы, построенные с учетом LRMС. Этот подход наиболее целесообразен, если имеет место дефицит мощности и прирост спроса на энергию будет покрываться за счет строительства новых мощностей или передающих устройств и линий.
Третий подход учета затрат при ценообразовании - относительно новый (с начала 90-ых годов прошлого века) и является обращением к конкурентным рынкам для достижения оптимальных цен на электроэнергию. Такой подход в настоящее время используют многие страны мира, в том числе Англия и Уэльс, Норвегия, Швеция и другие страны, где происходит либерализация рынка энергии и мощности и создается биржа или объединенный фонд электроэнергии, для которого устанавливается единая цена.
При таком подходе, цена на электроэнергию устанавливается на основе предельной стоимости энергии на бирже или в объединении (т.е. предельной стоимости энергии в энергокомпании с наиболее дорогой эксплуатацией, замыкающей график нагрузки энергообъединения).
Конкуренты вынуждают энергокомпании думать о снижении затрат, если они хотят участвовать в покрытии графика нагрузки. Однако в условиях, когда на бирже работают две-три компании, не исключен «тайный сговор», что может «свести на нет» весь ожидаемый эффект от такого подхода. Следовательно, для получения реального эффекта от «рыночного ценообразования» необходимо увеличить число участников биржи (энергообъединения), т.е. провести существенную демонополизацию электроэнергетического сектора.
Все описанные выше подходы к учету затрат лежат в основе различных систем дифференциации тарифов на электроэнергию. Так, на учете АТСИ основываются системы дифференциации тарифов по видам продукции и группам потребителей, на SRMC и LRMC - системы дифференциации по времени и сезонам потребления энергии, на «рыночном ценообразовании» - в первую очередь, системы дифференциации по стадиям энергетического производства.
В зависимости от типа потребителя (коммерческого; промышленного; бытового, включая население) и характера графика нагрузки тарифы на энергию рассчитываются по одной, двум, трем и более ставкам.
Одноставочные тарифы применяются обычно в бытовом, коммерческом и отчасти в промышленном секторе. Они могут устанавливаться как единая постоянная ставка на 1кВт*ч использованной электроэнергии или как ставка на единицу времени, независимо от объема потребления энергии.
Двухставочные тарифы применяются обычно в промышленном секторе. Обычно основная ставка зависит от величины присоединенной (или заявленной) мощности, дополнительная - обеспечивает оплату фактически потребленной энергии. Использование двух ставок обусловлено тем, что плата только за мощность не предупреждает потребителей о колебаниях переменной составляющей затрат на производство. Плата только за потребленную энергию не информирует потребителей о нехватке установленной мощности или пропускной способности линий электропередачи в определенный момент времени. Ставка за мощность устанавливается на 1кВт или 1кВА, ставка за энергию на 1кВт*ч.
В некоторых странах для отдельных потребителей устанавливают ставку за электроэнергию и фиксированный платеж за мощность, особенно часто такая система устанавливается в отношении резервных мощностей, т.е. независимо от того, было ли потребление электроэнергии, вносится плата за мощность.
Трехставочные тарифы применяются обычно для крупных промышленных потребителей. При таких тарифах потребитель оплачивает общее потребление энергии, ее потребление во время пиковых нагрузок и присоединенную мощность. При этом устанавливаются фиксированная плата за месяц, ставка за 1 кВт и ставка за 1кВт*ч.
Ставки за электроэнергию могут дифференцироваться по группам потребителей, например, могут быть установлены фиксированные ставки на 1 кВт*ч для уличного освещения, отопления, мелкой силовой нагрузки.
Кроме того, ставки на электроэнергию могут стимулировать энергосбережение, т.е. с увеличением энергопотребления ставки растут, или, наоборот, стимулировать более равномерную загрузку оборудования, т.е. с ростом энергопотребления ставки на электроэнергию снижаются.
Могут быть установлены различные ставки на электроэнергию в зависимости от вида напряжения. Обычно устанавливают ставки за электроэнергию на высоком, среднем и низком напряжении. При этом самыми высокими являются ставки за потребление электроэнергии на низком напряжении, а самыми низкими - на высоком напряжении.
Иногда, тарифы на электроэнергию устанавливают с учетом дифференциации по членам семьи, количеству комнат, размерам помещений, или с учетом сразу нескольких параметров, например при наличии 1 человека в семье и потреблении 50кВт*ч в месяц ставка за электроэнергию устанавливается р1, при наличии 1 человека в семье и потреблении от 50 до 100кВт*ч в месяц - р2, при наличии 1 человека в семье и потреблении свыше 100 кВт*ч в месяц - р3, при наличии 2 человек в семье и потреблении 75 кВт*ч в месяц - р4 и т.д.
Ставки за электроэнергию могут дифференцироваться и в зависимости от заявленной или присоединенной мощности, например ставка за 1кВт*ч при нагрузки до 10кВт составляет р1, ставка за 1кВт*ч при нагрузки с 10 до 100 кВт - р2 и т.д.
На основе SRMC ставки на электроэнергию могут дифференцироваться: ночью и днем; ночью, днем и в пиковое время; в пиковое время и на все остальное; в пиковое время для отдельных потребителей и во все остальное время для всех; летом и зимой; с учетом сезона и часов суток; с учетом сезонов и часов суток для отдельных групп потребителей.
В последнее время стали широко использоваться следующие специальные системы тарифов, учитывающие LRMC:
дифференцированные ставки за 1кВт*ч электроэнергии для потребителей, имеющих и неимеющих собственное производство электроэнергии и тепла для сдерживания потребителей в отношении развития собственных энергетических мощностей;
дифференцированные ставки за 1 кВт*ч электроэнергии для потребителей, которые вкладывают и не вкладывают средства в развитие энергокомпании;
дифференцированные ставки за 1 кВт*ч электроэнергии для предприятий, находящихся в напряженном финансовом положении и, наоборот, для предприятий, поддерживающих экономическую активность на территории соответствующего региона, и для привлечения новых потребителей.
«Рыночное ценообразование» стимулирует к раздельному учету затрат на производство, передачу и распределение энергии, что приводит к отдельному расчету цены на производство 1кВт*ч и тарифу на передачу электроэнергии для оптовых (энергосбытовых компаний и крупных потребителей), а в некоторых странах и для розничных потребителей.
Цена на производство электроэнергии обычно формируется по одной или двум ставкам на 1кВт*ч и 1кВт. При двухставочной цене переменные затраты относят на ставку за 1кВт*ч, а постоянные затраты - на 1кВт. В отношении распределения прибыли по двум ставкам существуют разные подходы: равная рентабельность, всю прибыль на мощность или основную ее часть. При этом при формировании заявленных на бирже (объединении) цен на производство 1 кВт*ч или 1 кВт*ч и 1 кВт могут быть задействованы, и SRMC, и LRMC.
Для расчета тарифов на передачу электроэнергии используют АТСИ, краткосрочные или долгосрочные приростные затраты , SRMC и LRMC.
При использовании подхода АТСИ ставки на передачу 1кВт*ч или 1МВт устанавливаются с учетом или без учета напряжения и расстояния.
Одним из простейших методов установления ставки на передачу электроэнергии может быть метод почтовой марки, основанный на АТСИ. В этом случае, как и в случае с почтовой маркой, тариф не зависит от расстояния и представляет собой некоторую фиксированную величину, независящую от действительной работы сети.
Тарифы, установленные на приростных и предельных затратах, могут служить экономическими сигналами, привлекающими новых пользователей, чтобы обеспечить оплату эксплуатационных затрат и (или) затрат на расширение производственных мощностей компании.
Краткосрочные приростные затраты рассчитываются как разница затрат эксплуатации за счет увеличения передаваемой нагрузки при оптимизации потоков энергии и без дальнейших инвестиций в сеть.
Долгосрочные приростные затраты соответственно учитывают не только изменение эксплуатационных, но и капитальных затрат в связи с увеличением передаваемой нагрузки.
Конкретным проявлением такого подхода стала система тарифов, имеющая название «контрактный маршрут». Эта система тарифов, учитывает возможный маршрут транспортировки электроэнергии, согласованный в контракте, т.е. средства, обеспечивающие возможность передачи нагрузки по этому маршруту и поток распределения энергии и мощности. Более сложным методом по сравнению с «контрактным маршрутом» является, так называемый, «метод физического маршрута», при котором анализируются реальные потоки нагрузки на каждом уровне спроса с приращением нагрузки и без нее. В свою очередь, рассчитанные потоки энергии и мощности будут зависеть от длины и затрат на обслуживание конкретных линий электропередач.
Другой системой установления тарифов для новых пользователей сетей можно считать расчет двухставочного тарифа:
ставки, учитывающие транспортные затраты на передачу 1 МВт пиковой мощности на 1 км с учетом приращения нагрузки;
ставки, учитывающие затраты на обеспечение надежности передачи 1 МВт пиковой мощности с учетом приращения нагрузки.
В данном случае все эксплуатационные и капитальные затраты на необходимую мощность передачи, в расчете на 1МВт*км, распределяются между всеми узлами сети с учетом их расположения и использования.
В отличие от приростных затрат, которые учитывают изменение затрат (эксплуатационных или эксплуатационных и капитальных) при конкретном приращении нагрузки, предельные затраты учитывают затраты при любом единичном приращении нагрузки, т.е. они более универсальны. Приростные затраты можно рассматривать как частный случай предельных затрат. Однако из-за трудностей в прогнозировании тенденций в развитии производства как у энергоснабжающих организаций, так и у потребителей, системы тарифов на передачу электроэнергии, основанные на приростных затратах, в последние годы стали более предпочтительными.
Проведенный нами подробный анализ различных систем тарифов на электроэнергию наглядно демонстрирует желание энергокомпаний подобрать для себя такую систему тарифов, которая бы наилучшим способом отражала их затраты и была бы нацелена на достижение конкретных задач компании на каждом из целевых рынков.
Надо отметить, что в соответствии с Постановлением Правительства РФ №109 «Основы ценообразования в отношении электрической и тепловой энергии на территории Российской Федерации» (2004 г.) с последующими дополнениями и изменениями, тарифы на электроэнергию для конечных потребителей, также как в мировой практике, состоят из двух частей: цены (тарифа) производства электроэнергии (включая тарифы за системные услуги и сбытовую надбавку) и тарифа на передачу электроэнергии. При формировании цены (тарифа) производства электроэнергии энергокомпании должны использовать удельные и предельные затраты и представлять на выбор потребителям тарифное меню: одноставочный тариф на электроэнергию, двуставочный (ставка на 1кВт*ч электроэнергии и ставка на 1 кВт мощности) и зонный, дифференцированный по часам суток.
При формировании тарифов на передачу электроэнергии отечественные энергокомпании пока используют только удельные затраты, дифференцированные по уровням напряжения.
Следующий вопрос, который предстоит решить энергокомпаниям, будут ли они стимулировать продажу своей продукции.
За рубежом широко используют метод стимулирования продаж - скидки, премии и т.д. Например, используются скидки (надбавки) к тарифам за поддержание реактивной мощности (в России такая практика была до 1992 г.) или снижение надежности.
Широкое применение получило за рубежом снижение тарифных ставок, если промышленный потребитель согласится с краткосрочными перерывами в подаче электроэнергии при соблюдении нормального режима работы энергокомпании. Такие перерывы обычно осуществляются по команде диспетчера на основе заранее заключенных соглашений. Потребители, использующие такие скидки (в основном, крупные промышленные предприятия), практически идут на снижение надежности энергоснабжения в обмен на уменьшение тарифной ставки за максимум нагрузки. При этом абонентам часто предоставляется возможность выбрать частоту перерывов (их количество в расчете за год), максимальную продолжительность одного перерыва, величину недоотпуска энергии за 1 перерыв.
Скидки к тарифам для мелких коммерческих организаций (предприятия торговли, сервис и прочие) обычно предусматривают не прекращение, а ограничение энергоснабжения.
В настоящее время в ФСТ России находится на обсуждении проект методики учета категории надежности при формировании регулируемых тарифов для конечных потребителей, суть которой, сводится к применению скидок или надбавок к тарифам на передачу электроэнергии в зависимости от категории электроприемников потребителей по надежности электроснабжения.
2.2.4 Влияние принципов и методов государственного регулирования тарифов на ценовую политику энергокомпаний
В соответствии с Федеральным законом «О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации» №41Ф3 от 4.04.1995г., базовыми принципами государственного регулирования тарифов следует считать:
самоокупаемость затрат энергокомпаний;
обеспечение энергокомпаний средствами на развитие производства, научно-техническое и социальное развитие путем привлечения собственных и заемных средств, а также частных инвестиций и иных средств;
создание условий для привлечения отечественных и иностранных инвестиций;
открытость и доступность для потребителей и общественности материалов по рассмотрению и утверждению тарифов на электрическую и тепловую энергию.
В соответствии с действующей нормативно-правовой базой государственного регулирования тарифов на электроэнергию (мощность) и тепло ФСТ России на 2008 г. утвердила:
1. Тарифы поставщиков электроэнергии (мощности) на оптовый рынок в рамках РДД;
2.Индикативные цены на покупку электроэнергии (мощности) с оптового рынка электроэнергии в рамках РДД;
3.Тарифы инфраструктурных организаций (абонплата РАО «ЕЭС России», ОАО «ФСК ЕЭС», НП «АТС», ОАО «СО-ЦДУ»);
4. Предельные (минимальные и максимальные) тарифы для производителей тепловой энергии в режиме комбинированной выработки;
5. Предельные максимальные тарифы на передачу электроэнергии по распределительным сетям;
6. Предельные (минимальные и максимальные) тарифы на электроэнергию для потребителей, в т.ч. для населения.
В свою очередь, в соответствии со своими полномочиями региональные органы исполнительной власти по регулированию тарифов на электроэнергию на 2008 г. утвердили:
1. Тарифы для производителей тепловой энергии, в том числе вырабатываемой федеральными станциями;
2. Тарифы для производителей электроэнергии - субъектов регионального рынка (не имеющих статус субъекта оптового рынка);
3. Тарифы на услуги по передаче электроэнергии по распределительным сетям и тарифы на передачу тепловой энергии;
4. Тарифы для потребителей на электро- и теплоэнергию, в том числе по группам потребителей;
5. Плату за технологическое присоединение к распределительным электрическим сетям и стандартизированные тарифные ставки, определяющие величину этой платы для территориальных сетевых организаций;
6. Сбытовые надбавки ГП.
Решение о превышении указанных предельных уровней, если такое превышение обусловлено размером инвестиционных программ субъектов электроэнергетики, утвержденных в порядке, определенном Правительством Российской Федерации, принимается органом исполнительной власти субъекта Российской Федерации самостоятельно и не требует согласования с федеральным органом исполнительной власти в области регулирования тарифов.
Структура тарифа на электроэнергию для конечных потребителей представлена на рис.18.
Рис.18. Укрупненная структура среднеотпускного тарифа на электроэнергию для конечных потребителей
Основными результатами тарифного регулирования на 2008 г. являются:
• Регулируемый сектор НОРЭМ преобразован в систему регулируемых договоров (РД). На 2007 г. в рамках РД органами государственного регулирования устанавливались тарифы традиционным методом экономически обоснованных расходов, а с 2008 г. применяется метод индексации;
• Для поставщиков (по каждой станции) электроэнергии и мощности на оптовый рынок по РД в рамках предельных (максимальных и минимальных) объемов продажи установлены регулируемые тарифные ставки на электроэнергию и установленную (скорректированную с учетом Постановления Правительства РФ №476 от 28.06.2008 г. на располагаемую) мощность (на мощность с разбивкой по полугодиям).
• На рынке на сутки вперед ( РВС) и балансирующем рынке (БР) НОРЭМ поставщики за злоупотребление своим доминирующим положением или недобросовестную конкуренцию могут получить санкции в размере 2% от своего годового оборота ( введена система оборотных штрафов). Кроме того, введен Порядок установления случаев манипулирования ценами на электроэнергию на оптовом рынке.
• Для покупателей по РД устанавливаются индикативные цены на электроэнергию и мощность для потребителей по субъектам РФ (с разбивкой по полугодиям).
• Абонентная плата РАО «ЕЭС России» на 2008 г. утверждена единой ставкой для всех субъектов оптового рынка (34.18 руб./Мвт.ч), кроме ОАО «Иркутскэнерго», ОАО «Татэнерго», ОАО «Башкирэнерго», ОАО «Сибирьэнерго» (для них особые ставки).
• В полезный отпуск, принимаемый для расчета абонентной платы РАО «ЕЭС России» включены объем потерь электроэнергии в сетях всех региональных сетей.
• Ставка тарифа на услуги ФСК на содержание объектов сетевого хозяйства с 2007 г. утверждается единой для всех регионов (48170,26 руб./Мвт в месяц), а ставка тарифа на оплату нормативных технологических потерь дифференцирована по регионам.
• Базой для расчетов тарифа на услуги «ФСК ЕЭС», как и в 2007 г., является заявленная мощность потребителей электроэнергии непосредственно присоединенных к сетям ФСК.
• Тариф на услуги СО-ЦДУ ЕЭС для всех субъектов рынка является единым и включает расходы на оказание услуг по системной надежности и реализации механизма гарантирования инвестиций (5481,76 руб./Мвт в месяц). Для ОАО «Иркутскэнерго», ОАО «Татэнерго», ОАО «Башкирэнерго» и ЗАО «Новосибирский диспетчерский центр» особые ставки.
• Тариф на услуги НП «АТС», оказываемые субъектам оптового рынка - 0,543 руб./Мвт.ч.
• В НВВ предельных максимальных сетевых тарифов включены расходы всех сетевых организаций, расположенных на соответствующей территории субъекта Российской Федерации. С 2008 г. тарифы на услуги по передаче электроэнергии на одном уровне напряжения будут одинаковыми для всех потребителей услуг, расположенных на территории одного субъекта РФ (котловой тариф). Предложено 3 варианта распределения «котла» (сбытовые организации оплачивают: услуги тем сетям, к которым непосредственно присоединены потребители, или услуги вышестоящей сетевой организации, а она расплачивается со всеми остальными, или услуги всем сетевым компаниям, сети которых использованы при оказании услуг по передаче)
• Цена покупки потерь электроэнергии определена как средневзвешенная величина региональной генерации (не вышедшей на оптовый рынок) и индикативной цены +абонплаты РАО «ЕЭС России» +плата АТС +тариф СО + сбытовая надбавка (в случае розничного рынка).
• Инвестиционные программы сетевых компаний приняты в размерах согласованных руководителями регионов и включены в предельные максимальные тарифы для конечных потребителей.
В рамках целевой модели оптового рынка в систему государственного регулирования цен (тарифов) в соответствии с принятым законодательством (ФЗ-250 от 4 ноября 2007г.) будут входить:
- долгосрочные (более 5лет) параметры регулирования деятельности организаций, отнесенной законодательством Российской Федерации к сферам деятельности субъектов естественных монополий сфере электроэнергетики и (или) цены (тарифы) на отдельные виды товаров (услуг), которые подлежат регулированию в соответствии с перечнем, определяемым федеральными законами.
(К долгосрочным параметрам государственного регулирования цен (тарифов) в электроэнергетике относятся уровень надежности и качества указанных товаров (услуг), соответствующий долгосрочным инвестиционным программам регулируемых организаций, динамика изменения расходов, связанных с поставками соответствующих товаров (услуг), размер инвестированного капитала, норма доходности, сроки возврата инвестированного капитала и иные параметры).
- цены (тарифы) на поставляемую в условиях отсутствия конкуренции электрическую и тепловую энергию;
- предельные (минимальный и (или) максимальный) уровни цен на электрическую энергию и цены (тарифы) на максимально доступную генерирующую мощность (в случаях, предусмотренных законодательством Российской Федерации, в порядке, установленном Правительством Российской Федерации);
- цены (тарифы) на услуги по обеспечению системной надежности и услуги по обеспечению вывода Единой энергетической системы России из аварийных ситуаций (в случаях, предусмотренных законодательством Российской Федерации, в порядке, установленном Правительством Российской Федерации);
- цены (тарифы) на услуги коммерческого оператора;
- цены (тарифы) на тепловую энергию;
- цены (тарифы) на услуги по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике и предельные (минимальный и (или) максимальный) уровни цен (тарифов) на указанные услуги, а также организация отбора исполнителей и механизм ценообразования на услуги по обеспечению системной надежности, услуги по обеспечению вывода Единой энергетической системы России из аварийных ситуаций, услуги по формированию технологического резерва мощностей в случаях и в порядке, которые устанавливаются Правительством Российской Федерации;
- плата за технологическое присоединение к электрическим сетям и (или) стандартизированные тарифные ставки;
- цены (тарифы) на услуги по передаче электрической энергии по электрическим сетям и предельные (минимальный и (или) максимальный) уровни цен (тарифов) на услуги по передаче электрической энергии по территориальным распределительным сетям;
- цены (тарифы) на услуги по передаче тепловой энергии;
- сбытовые надбавки гарантирующих поставщиков.
Методы государственного регулирования тарифов на электроэнергию (мощность) и тепло в соответствии с Постановлением Правительства РФ №109 «Основы ценообразования в отношении электрической и тепловой энергии в Российской Федерации» от 26.02.2004 г.:
- метод экономически обоснованных расходов - основной при регулировании на 2007 год, в последующие годы до 2011 г. - для новых поставщиков оптового рынка и до перехода на метод доходности инвестированного капитала - для сетевых энергокомпаний;
- метод индексации тарифов;
- метод доходности инвестированного капитала (RAB) - основной для сетевых компаний с 2010 г.
Для установления долгосрочных параметров регулирования могут применяться методы сравнения аналогов, например «Benchmarking» - перспективный метод регулирования (в основном, для сетевых организаций).
Метод доходности инвестированного капитала давно и успешно используется за рубежом в системе государственного регулирования тарифов на передачу электроэнергии.
Учитывая, что в отношении сетевых услуг по передаче рекомендован к использованию с 2010 г. метод доходности на инвестированный капитал, рассмотрим опыт Великобритании за последние 15 лет.
Результаты работы RAB при государственном регулировании тарифов на передачу электроэнергии в Великобритании (рис.19):
тарифы долгосрочные, ориентированные на макропоказатели,
справедливая доходность на инвестированный капитал,
расходы на операционную деятельность фиксируются и задается темп снижения, если есть экономия против запланированного, то на пять лет она остается в компании
тарифы связанны с надежностью- индексы частоты и продолжительности перерывов энергоснабжения, индексы новых присоединений, жалоб от потребителей)
Рис. 19. Изменение тарифов на услуги по передаче в условиях применения RAB в Великобритании
Как видно из рис. 19, при существенных темпах снижения тарифов на передачу электроэнергии, объемы инвестиций в электросети растут.
Снижение операционных расходов при RAB- регулировании в Великобритании представлено на рис. 20
Рис.20. Результаты применения метода доходности инвестированного капитал в Великобритании, в части снижения операционных расходов
В России с 1июля 2008 г. начался перевод пилотных энергокомпаний на RAB на 3.5года. (Далее будут устанавливаться долгосрочные тарифы на срок до 5 лет).
Критерии отбора пилотных проектов:
- переход на RAB должен сопровождаться контролируемым ростом тарифов на передачу (10-15%);
-параметры RAB должны позволить сетевым компаниям привлечь инвестиции для финансирования инвестиционной программы до 2015 г. (кредиты и реинвестиции акционерного капитала);
- согласие органов госрегулирования.
В результате пилоты выбраны - Белгородэнерго, Тверьэнерго, Свердловскэнерго, Нижновэнерго, Кубаньэнерго, Кузбассэнерго, Омскэнерго и т.п.
Определение нормы доходности на RAB:
- ставка должна соответствовать уровню доходности на задействованный капитал для компаний с аналогичным уровнем инвестиционных рисков с учетом нормативной (и экономически достижимой) пропорции заемного и акционерного капитала,
- ставка должна соответствовать уровню доходности, действующей для инфраструктурных компаний в мире с учетом суверенных рисков России,
- должна варьироваться между сетевыми компаниями с учетом дифференциации региональных рисков.
Доходность на инвестированный капитал в энергокомпаниях различных стран:
- в Финляндии - 4.175%,
- в Великобритании - 6,5%,
- в Бразилии - 9,95%.
Определение первоначальной базы капитала (RAB):
- первоначальная регулируемая база задействованного капитала (RAB) должна соответствовать справедливой стоимости замещения основных производственных активов сетевой компании с учетом их физического износа.
Методические указания по регулированию тарифов с применением метода доходности инвестированного капитала утверждены Приказом ФСТ РФ от 26 июня 2006 г. №231-э
Установлены долгосрочные параметры регулирования:
- базовый уровень операционных расходов;
- индекс эффективности операционных расходов;
- размер инвестированного капитала;
- чистый оборотный капитал;
- норма доходности инвестированного капитала;
- срок возврата инвестированного капитала;
- уровень надежности и качества реализуемых товаров (услуг);
В соответствии с выше указанной методикой, необходимая валовая выручка энергокомпаний составит:
НВВ= ОР+НКР+ВК +ДИК+?НВВ (2.7)
ОР - операционные расходы - сырье и материалы, ремонт основных средств, оплата труда и пр. расходы, уменьшающие налогооблагаемую прибыль. На экономию от снижения операционных расходов и потерь НВВ не пересматривается до конца долгосрочного периода регулирования;
НКР - неконтролируемые расходы - расходы на оплату услуг, регулируемых организаций, аренда, налог на прибыль и пр. обязательные платежи и сборы, и пр. расходы, определяемые регулирующими органами;
ВК - возврат инвестированного капитала, рассчитанный с учетом срока возврата на вложенный капитал;
ДИК - доход на инвестированный капитал, рассчитанный исходя из нормы доходности на вложенный капитал, скорректированной на региональный коэффициент доходности, и размера инвестированного капитала.
Размер инвестированного капитала - остаточная величина инвестированного капитала на последнюю отчетную дату с учетом запланированного объема инвестиций и возврата инвестированного капитала за период с последней отчетной даты до начала долгосрочного периода регулирования.
Подобные документы
Теоретические основы ценообразования в маркетинге. Значение ценообразования и его особенности в электроэнергетике. Особенности биржевой торговли в электроэнергетике. Состояние ООО "ГЭСК". Рекомендации по ценовой политике ООО "ГЭСК" для улучшения работы.
курсовая работа [446,6 K], добавлен 14.03.2012Особенности энергетики и ее продукции. Необходимость и особенности маркетинга в электроэнергетике. Функции и организационные структуры энергосбытовых подразделений. Региональные акционерные общества энергетики и электрификации.
курсовая работа [34,3 K], добавлен 07.08.2005Сущность категории "цена". Критерии классификации цен и факторы их формирования. Отличительные особенности ценообразования на разных типах рынков. Маркетинговые стратегии ценообразования. Затратные, рыночные и параметрические методы ценообразования.
курсовая работа [331,0 K], добавлен 23.03.2016Разработка конкурентных стратегий фирмы. Стратегические факторы развития конкурентного преимущества, подходы к его выявлению. Пути совершенствования конкурентоспособности ТОО "TSC Service". Анализ рыночной позиции и конкурентных преимуществ компании.
дипломная работа [899,6 K], добавлен 27.10.2015Понятие позиционирования товаров на рынке. Виды позиционирования. Определение потенциальных конкурентных преимуществ. Выбор и реализация стратегии. Предложение цены по принципу "больше за меньше". Информирование потребителей о выбранной позиции.
реферат [28,1 K], добавлен 26.10.2013Закономерности и особенности промышленного рынка, направления и методы исследования потребителей на нем. Факторы, влияющие на принятие решения о выборе поставщика при закупке товаров промышленного назначения. Моделирование поведения потребителей.
контрольная работа [50,3 K], добавлен 10.07.2009Маркетинговые исследования при организации предприятия розничной торговли. Организация магазина с точки зрения маркетинга: исследование конкурентов, рынка поставщиков; определение конкурентных цен и прибыльности рынка. Формирование имиджа предприятия.
курсовая работа [104,6 K], добавлен 20.04.2012Конкурентная среда: сущность и факторы, её формирующие. Рекламные стратегии предприятия, анализ внутреннего потенциала. Специфика конкурентных отношений в сфере сотовой связи. Оценка конкурентоспособности и разработка рекламной стратегии бренда "БиЛайн".
дипломная работа [372,3 K], добавлен 23.03.2016Основные методы продвижения товара. Маркетинговые исследования рынка. Анализ сбытовой политики, товарооборота и рекламной деятельности предприятия на примере ООО "Картен". Средства стимулирования потребителей и персонала, характеристика конкурентов.
дипломная работа [467,6 K], добавлен 18.03.2012Сущность, принципы, цели и основные направления маркетинга. Сегментация потребителей товара или услуг. Маркетинговые исследования сегмента рынка деревообрабатывающих станков. Анализ конкурентных позиций и разработка ценовой политики фирмы "Мастер".
курсовая работа [68,8 K], добавлен 19.01.2012
