Технико-экономический анализ функционирования электроэнергетической отрасли

Размещено на http://www.allbest.ru/

Тема: Технико-экономический анализ функционирования электроэнергетической отрасли



ВВЕДЕНИЕ

Реформирование электроэнергетики в России привело к образованию такого специфического товара как электроэнергия. Электроэнергия не обладает таким основным свойством присущим остальным товарам, как накопление и возможность удовлетворения растущего спроса запасами. Все это привело к образованию определенного рынка электроэнергии, учитывающего особенности электроэнергии как товара. Поэтому возникла необходимость использования технико-экономического анализа электроэнергетической отрасли. С целью оценить объем и структуру розничного рынка электроэнергии (мощности), определить привлекательных потребителей, произвести оценку конкурентной среды на розничном, а также на оптовом рынках, сформировать стратегии ценообразования на оптовом и розничных рынках. Основной особенностью производства и распределения электроэнергии является его неразрывная связь с потреблением (в каждый момент времени должно производиться и передаваться ровно столько электроэнергии, сколько необходимо в данный момент ее потребителям), что создает проблему использования генерирующих и передающих мощностей. В этих условиях, усугубленных неравномерностью электропо-требления, энергокомпании заинтересованы не в максимальном, а в оптимальном объеме производства и распределения энергии, т.е. в обеспечении заявленной мощности потребителей с учетом наличия оперативного резерва, возможности проведения ремонтной кампании и т.д. Основным средством такой оптимизации является тарифная политика - разработка цен и тарифов, в максимальной степени согласовывающих интересы энергокомпаний и ее потребителей.

Кроме того, поскольку режимы работы потребителей электроэнергии и эффективность ее использования в зависимости от условий и процессов существенно различаются, для оптимизации электропотребления нужна глубокая дифференциация цен (тарифов) на электрическую энергию. С изменением условий потребления электроэнергии система цен (тарифов) на электроэнергию должна периодически, т.е. по сути, непрерывно совершенствоваться. Следовательно, то обстоятельство, что в электроэнергетике тарифы, т.е. ценовые факторы, играют значительно более важную роль, чем в других отраслях.

В системе рыночных отношений и рыночного ценообразования соответственно для энергетических компаний вопросы об установлении цен и формировании стратегии ценообразования характеризуются высокой актуальностью и требуют применения соответствующих методических инструментов, отвечающих современным условиям.

Целью данной работы является технико-экономический анализ функционирования энергокомпаний на рынке электроэнергии и мощности.

Глава 1 данной работы посвящена особенностям электроэнергии как товара, проведен анализ крупных потребителей.

В главе 2 проанализирована существующая методическая база действующей системы ценообразования в российской электроэнергетике, а также рассмотрены основные подходы учета затрат на формирование стратегий цен в электроэнергетике, методы прогнозирования энергопотребления.

В главе 3 рассмотрены пример взаимосвязи секторов (рынков) действующей модели оптового рынка электроэнергии (мощности), расчет средневзвешенного тарифа.



1. ХАРАКТЕРИСТИКА РЫНКОВ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ РФ

1.1 Характеристика электроэнергии как товара

Основные свойства товара для электроэнергии:

1. Цена - тариф. Основными видами системы тарифов на электроэнергию являются: двухставочно-дифференцированный по зонам суток (двухставочно-дифференцированный тариф) -- тариф для промышленных и приравненных к ним потребителям с основной ставкой за каждый 1 кВт фактической совмещенной активной мощности, потребляемой в часы максимальных нагрузок энергосистемы, и дополнительной ставкой за каждый 1кВт-час фактически потребленной активной энергии за расчетный период раздельно по зонам суток с учетом фиксированных тарифных коэффициентов каждой зоны, двухставочный (двухставочный тариф) -- тариф для промышленных и приравненных к ним потребителям с основной ставкой за каждый 1 кВт договорной величины заявленной совмещенной активной мощности, потребляемой в часы максимальных нагрузок энергосистемы, и дополнительной ставкой за каждый 1 кВт-час фактически потребленной активной энергии за расчетный период, одноставочный (одноставочный тариф) -- тариф для различных групп потребителей с основной ставкой за каждый 1 кВт-час фактически потребленной активной энергии за расчетный период, плавающий, дифференцированный по зонам времени, (плавающий зонный тариф) -- тариф для промышленных и приравненных к ним потребителям с платой за фактически потребленную активную энергию раздельно по зонам времени (суткам и другим временным циклам) с учетом плавающих тарифных коэффициентов каждой зоны, которые формируются в реальном масштабе времени («плавают») с учетом текущего суточного или иной цикличности графика нагрузки энергосистемы.

2. Марка качества - ГОСТ, показатели качества. С постоянным ростом степени автоматизации производства, внедрением новых машин и механизмов, остро встает проблема питания оборудования, чувствительного к качеству напряжения.

убытками, связанными с отказами и сбоями в работе технологического оборудования и как следствие, снижением объемов выпуска продукции, а также выходом оборудования из строя. Установлены два вида норм Качества Электроэнергии: нормально допустимые и предельно допустимые. Согласно ГОСТ 13109-97 показателями качества электроэнергии являются:

· Отклонение напряжения. Отклонение напряжения характеризуется показателем установившегося отклонения напряжения, для которого установлены следующие нормы: нормально допустимые и предельно допустимые значения установившегося отклонения напряжения dUу на выводах приемников электрической энергии равны соответственно + 5 и + 10 % от номинального напряжения электрической сети.

· Колебания напряжения. Колебания напряжения характеризуются следующими показателями: размахом изменения напряжения и дозой фликера. Фликер-субъективное восприятие человеком колебаний светового потока искусственных источников освещения, вызванных колебаниями напряжения в электрической сети, питающей эти источники; доза фликера - мера восприимчивости человека к воздействию фликера за установленный промежуток времени.)

· Несинусоидальность напряжения. Несинусоидальность напряжения характеризуется следующими показателями: коэффициентом искажения синусоидальности кривой напряжения; коэффициентом n-ой гармонической составляющей напряжения. Нормы приведенных показателей установлены ГОСТ 13109-97.

· Несимметрия напряжения. Несимметрия напряжения характеризуется следующими показателями: коэффициентом несимметрии напряжений по обратной последовательности. Нормально допустимое и предельно допустимое значение коэффициента несимметрии напряжений по обратной последовательности в точках общего присоединения к электрическим сетям равны 2.0% и 4.0 % соответственно; коэффициентом несимметрии напряжений по нулевой последовательности. Нормально допустимое и предельно допустимое значение коэффициента несимметрии напряжений по нулевой последовательности в точках общего присоединения к четырехпроводным электрическим сетям с номинальным напряжением 0.38 кВ равны 2.0% и 4.0 % соответственно.

· Отклонение частоты. Отклонение частоты напряжения переменного тока в электрических сетях характеризуется показателем отклонения частоты, для которого установлены следующие нормы: нормально допустимое и предельно допустимое значения отклонения частоты равны + 0.2 и + 0.4 Гц соответственно.

· Провал напряжения. Провал напряжения характеризуется показателем длительности провала напряжения, для которого установлена следующая норма: предельно допустимое значение длительности провала напряжения в электрических сетях напряжением до 20 кВ включительно равно 30 с. Длительность автоматически устраняемого провала напряжения в любой точке присоединения к электрическим сетям определяется выдержками времени релейной защиты и автоматики.

· Импульс напряжения. Импульс напряжения характеризуется показателем импульсного напряжения. Значения импульсных напряжений для грозовых и коммутационных импульсов, возникающих в электрических сетях энергоснабжающей организации, приведены в ГОСТ 13109-97.

· Временное перенапряжение. Временное перенапряжение характеризуется показателем коэффициента временного перенапряжения. Значения коэффициентов временных перенапряжений приведены в ГОСТ 13109-97

3. Удобство приобретения - электроэнергия всегда доставляется прямо к потребителю. Производство, доставка (передача и распределение) и потребление электроэнергии в силу ее физической природы происходят практически одновременно и ее невозможно складировать (накапливать) в значительных объемах.

4. Надежность поставки - надежность в соответствии с категориями. Электроэнергия, получаемая потребителем из энергосистемы, является товаром первой необходимости, только в редких случаях имеющим другие товары-заменители (например, переход на электроснабжение от автономной дизельной электростанции, перевод электроотопления на газовое отопление и некоторые другие случаи). По этой причине потребители обычно крайне чувствительны к перерывам в электроснабжении, а энергосистема должна обладать необходимым запасом надежности. На практике главным нормативным документом, вводящим понятие надёжности, являются "Правила устройства электроустановок", которые устанавливают следующее определение категорий электроприёмников: первой категории -- в нормальных режимах должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых, взаимно резервирующих источников питания, и перерыв их электроснабжения при нарушении электроснабжения от одного из источников питания может быть допущен лишь на время автоматического восстановления питания; второй категории -- в нормальных режимах должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых, взаимно резервирующих источников питания. Для электроприёмников второй категории при нарушении электроснабжения от одного из источников питания допустимы перерывы электроснабжения на время, необходимое для включения резервного питания действиями дежурного персонала или выездной оперативной бригады; третей категории -- электроснабжение может выполняться от одного источника питания при условии, что перерывы электроснабжения, необходимые для ремонта или замены повреждённого элемента системы электроснабжения, не превышают одних суток.

5. Послепродажный сервис - оперативно-выездная бригада, электрики и другой обслуживающий персонал.

6. Дизайн - для электроэнергии отсутствует.

Можно выделить основные параметры конкурентоспособности электроэнергии на рынке:

1) Экономические (определяются доходами или расходами, которые нёсет потребитель, который купил более или менее качественную электроэнергию)

2) Потребительские (определяют область применения товара)

3) Экологические (воздействие на окружающую среду: ЛЭП создают высокие магнитные и электрические поля вокруг себя, отчуждение пространства на электроэнергетические объекты, необходима утилизация отходов от простого дыма до ядерных отходов)

4) Организационные (удобство организации обслуживания - предоставление кредитов на приобретение электроэнергии)

К основным особенностям электроэнергии, как товара относится:

1) Качество зависит не только от производителя, но и от потребителя. Например, поставщик электроэнергии может - в пределах возможного - поддерживать частоту и напряжение электрического тока в точке подключения потребителя, однако сила и фаза тока, потребляемого из сети, целиком определяется потребителем.

2) Не нуждается в рекламе.

3) Невозможно складировать - произведенная электроэнергия не может накапливаться на складах производителя, потребителя или в пути, а практически мгновенно доставляется до потребителя и потребляется им.

4) Процесс производства, передачи и потребления электроэнергии производится непрерывно и мгновенно. Электроэнергия является в высшей степени стандартизированным продуктом, поставляемым множеством производителей в «общий котел» (т.е. в общие электрические сети) и мгновенно потребляемым оттуда же множеством потребителей. Поэтому с физической точки зрения невозможно определить, кто произвел электроэнергию, потребляемую тем или иным потребителем -- можно лишь контролировать объемы поставки в общую сеть от каждого производите­ля и объемы потребления из нее каждым потребителем.

5) Монополия - производство электроэнергии связано с четырьмя взаимосвязанными стадиями: генерирование, транспортировка, распределение и поставка конечным потребителям. Такой вид монополии является вертикально интегрируемый. Именно это накладывает определенные ограничения на преобразования в электроэнергетике. Объединение генерирования и транспортировки дает в целом экономию от масштаба производства, что и определяет отрасль как естественно монопольную.

Долгое время в электроэнергетической отрасли считалось, что наилучшая форма организации - регулируемая монополия. Но современные экономические условия несколько изменили подход к этому вопросу. На сегодняшний момент рассматривают все четыре стадии отдельно, из них только транспортировка и распределение сохраняют признаки естественной монополии, требующие регулирования. Признано, что генерирование и поставки могут осуществляться в условиях конкуренции. При этом важнейшим моментом функционирования электроэнергетической отрасли является постоянная и детальная координация во всей вертикальной цепочке. Продвижение товара к потребителю подразумевает установление эффективных контактов с уже имеющимися или потенциальными потребителями. Основной целью этих контактов является создание у потребителя благоприятного представления (имиджа) о компании и ее товарах.

Самым популярным способом продвижения товара является реклама.

При организации рекламной компании необходимо решить следующие вопросы:

· сколько выделяется на рекламу средств;

· какие и как используются средства массовой информации в рекламной деятельности;

· как оценивают потребители качество рекламных сообщений;

· какими основаниями пользуются работники отдела рекламы для выбора средств ее распространения;

· есть ли связь между активизацией рекламной деятельности и изменениями в объеме продаж.

Занимаясь рекламной кампанией энергокомпаниям целесообразно постоянно соизмерять затраты с результатами. При этом следует иметь в виду, что средства, выделяемые на рекламу в пределах норматива, утвержденного законодательством, отражаются на себестоимости производства, передачи и распределения энергии, а средства, превышающие норматив, покрываются за счет собственной прибыли.

Следует отметить, что специфические особенности электроэнергии как товара обуславливают появление в каждой из общественных групп различных интересов и претензий к организации и функционированию рынка энергии и мощности.

Потребитель электроэнергии заинтересован в надежном и бесперебойном энергоснабжении, но при минимальных ценах на энергию.

Органы власти, прежде всего, беспокоят надежность и бесперебойность энергоснабжения: чем меньше жалоб, тем спокойнее отношение органов власти к энергетике. Кроме того, органы власти заинтересованы в поступлении в бюджет от энергокомпаний как можно больших средств за счет налоговых и прочих платежей. В тоже время выборность органов власти порой толкает их к популистским акциям по сдерживанию тарифов в регионах в преддверии выборов.

Еще одним методом продвижения товара или услуги можно считать организацию послепродажного (сервисного) обслуживания.

В этой части исследования следует отразить ответы на такие вопросы, как:

· соответствует ли ассортимент и качество сервисных услуг энергокомпаний запросам потребителей. К сервисным услугам можно отнести:

а) установку и обслуживание приборов учета расхода энергии;

б) ремонт приборов учета расхода энергии;

в) оптимизация энергобалансов и проведение энергоаудита;

г) прочие;

· что нужно сделать, чтобы усовершенствовать систему сервисного обслуживания и превзойти в этом конкурентов;

· обладает ли энергокомпания достаточными возможностями для развития сервисного обслуживания.

Получив ответы на эти вопросы, энергокомпания должна определить величину и порядок учета затрат на сервисное обслуживание.

1.2 Анализ крупных потребителей и конкурентов

По наиболее крупным потребителям должен быть проведен более тщательный анализ с целью выявления их текущих и перспективных потребностей в энергии и мощности, а также возможности их оплаты.

Исследуются характеристики:

- объем продукции без НДС по номенклатуре;

- объем энергопотребления на единицу продукции;

-заявленный максимум нагрузки; конфигурация суточного, годового графи-ка нагрузки;

- задолженность по электро- и теплоэнергии и отнесение к тарифной группе потребителей;

- доля энергетической составляющей в затратах;

- коэффициенты ликвидности компании по данным бухгалтерского баланса и приложениям к балансу;

- наличие систем коммерческого учета;

- требования к надежности и класс напряжения (для сетей).

Сложившаяся структура потребителей электроэнергии представлена в табл. 1.1-1.3. Как видно из данных таблиц, существенных изменений в структуре электропотребления в целом по России за анализируемый период не произошло. Однако в отдельных регионах, где отмечается рост электропотребления выше среднего (Московский регион, Тюменская область и пр.) могут быть значительные изменения в структуре потребления.

Данные табл. 1.2-1.3 показывают, что пока энергоемких потребителей немного.

Доля энергетической составляющей в себестоимости готовой продукции представлена в табл. 1.4-1.5.

Таблица № 1.1

Существующая структура потребления электроэнергии в России 2001-2007г, %

	2001 г., млрд. кВт.ч	2001	2004	2005
Топливная	62,97	7.29%	8.24
Черная металлургия	59.25	6.86%	6.98
Цветная металлургия	93.62	10.84%	10.82
Химическая и нефтехимия	39.89	4,8%	4.38
Машиностроительная	41.48	4.80%	4.32
Строительных материалов	12.26	1.42%	1.57
Легкая	4.53	0.52%	0.38
Пищевая	11.28	1.31%	1.38
Прочая промышленность	51.73	5.99%	6.43
Всего промышленность	396.04	45.85%	46.66	46.53 (добыча)
Строительство	10.04	1.16%	1.03	1.01
Транспорт	60.92	7.05%	8.58	8.84 (транспорт )
Коммунально-бытовое потребление	204.50	23.68%	23.06	22.94 (население и ком. услуги)
Сельское хозяйство	30.21	3.50%	1.95	1.80
Всего полезное потребление	701.71	81.24%	81.28	81.12
Потери	101.64	11.77%	12.18	11.97
Собственные нужды станций	59.86	6.93%	6.43	6.91
Всего потребление	863.71	100.00%	100,0 (924,25)	100,0 (940,7)



Таблица № 1.2

Крупные потребители электроэнергии по данным за 2006 г. (шт.)

Заявленная мощность	Европа и Урал	Сибирь
> 100 МВА	251	-
>50 МВА	404	86
>20 МВА	731	115

Таблица № 1.3

Крупные потребители по отраслям за 2006 г. (шт.)

Отрасли промышленности	Европа и Урал	Сибирь
Черная металлургия	20	13
Цветная металлургия	32	14
Химическая и нефтехимия	73	17
Машиностроительная	238	30
Лесобумажная
Строительство и стройматериалы	19	5
Нефтедобыча и переработка	20	-
Железнодорожный транспорт	51	8
Прочие	278	28

Таблица № 1.4

Доля покупной энергии в себестоимости готовой продукции

Отрасли промышленности	Годы 2001-2004, в %
Промышленность (без электроэнергетики)	6,0-7,5
Черная металлургия	7,00- 6,1
Цветная металлургия	11,40-9,0
Химия и нефтехимия	6,80-12,1
Машиностроение и металлообработка	4,30-3,7
Стройматериалы	8,30-7,4
Легкая	4,50- 5,7



Таблица 1.5 Структура затрат на производство продукции (работ, услуг) по основным отраслям экономики (в процентах к итогу)

	Все затраты	в том числе
		материальные затраты	из них	затраты на оплату труда	отчисления на социальные нужды 2)	амортизация основных средств	прочие затраты
			сырье и материалы 1)	топливо	энергия
Всего в экономике
1992	100	61,0	...	...	...	14,8	4,9	3,4	15,9
1995	100	58,2	31,7	8,5	7,1	13,5	5,0	7,7	15,6
1996	100	55,2	28,8	8,8	6,8	13,9	5,1	11,4	14,4
1997	100	54,8	27,1	8,3	8,8	15,3	5,6	8,9	15,4
1998	100	54,0	26,5	8,0	8,4	15,9	5,8	8,4	15,9
1999	100	57,4	30,7	6,4	6,3	14,6	5,3	5,5	17,2
2000	100	58,4	31,2	7,0	6,0	14,7	5,6	4,7	16,6
2001	100	57,6	29,1	6,5	6,0	15,6	5,1	5,8	15,9
2002	100	55,5	25,7	5,9	6,1	16,3	5,0	5,4	17,8
2003	100	57,0	30,9	6,1	6,1	16,3	4,8	5,0	16,9
2004	100	58,8	34,0	5,7	5,3	15,0	4,2	4,6	17,4
Промышленность
1992	100	66,3	...	...	...	11,0	4,0	2,6	16,1
1995	100	63,8	34,2	9,2	8,2	10,6	4,0	6,4	15,2
1996	100	60,6	30,6	10,0	7,8	11,5	4,3	9,3	14,3
1997	100	61,4	30,3	9,9	11,0	12,1	4,5	7,8	14,2
1998	100	61,4	29,9	9,5	10,4	12,8	4,8	7,3	13,7
1999	100	64,7	37,0	6,6	7,5	11,8	4,4	4,5	14,6
2000	100	65,2	38,2	6,6	7,0	12,0	4,8	3,5	14,5
2001	100	65,4	36,7	6,6	7,5	13,6	4,7	3,6	12,7
2002	100	59,9	31,9	6,2	7,5	14,0	4,5	4,7	16,9
2003	100	61,8	39,5	6,6	7,5	13,7	4,2	4,4	15,9
2004	100	62,8	41,1	6,2	6,6	12,5	3,7	4,2	16,8
Сельское хозяйство
1992	100	48,0	...	...	...	29,7	6,0	8,4	7,9
1995	100	54,1	36,0	7,3	3,6	15,8	4,7	15,7	9,7
1996	100	52,8	35,4	7,1	3,2	13,7	4,3	20,9	8,3
1997	100	57,8	40,9	7,5	2,9	13,7	4,0	16,9	7,6
1998	100	61,9	47,0	7,1	3,5	13,3	4,0	14,5	6,3
1999	100	66,3	49,9	8,5	3,2	14,1	4,2	9,8	5,6
2000	100	68,0	45,9	11,5	2,8	14,4	4,5	6,9	6,2
2001	100	68,4	45,1	11,3	2,9	16,0	4,1	5,4	6,1
2002	100	66,8	45,0	9,8	3,1	18,0	4,6	4,9	5,7
2003	100	67,4	47,9	10,1	3,3	17,8	4,5	4,6	5,7
2004	100	69,3	49,0	10,9	3,2	17,4	3,2	4,4	5,7
Строительство
1992	100	46,7	...	...	...	29,9	10,5	2,6	10,3
1995	100	51,1	37,4	3,0	2,0	24,4	9,2	3,7	11,6
1996	100	51,4	37,4	2,8	2,1	23,6	8,9	5,3	10,8
1997	100	52,5	38,6	3,1	2,2	23,8	9,0	4,7	10,0
1998	100	53,8	38,9	2,9	2,0	22,7	8,5	4,1	10,9
1999	100	56,1	40,5	3,4	1,8	21,8	8,1	2,9	11,1
2000	100	57,5	39,9	4,6	1,6	21,4	8,3	2,2	10,6
2001	100	55,6	38,7	4,3	1,6	23,8	8,5	2,0	10,1
2002	100	53,5	36,8	3,6	1,6	25,3	7,9	2,4	10,9
2003	100	55,3	38,9	3,6	1,5	24,6	7,3	2,4	10,4
2004	100	56,8	40,1	3,7	1,4	23,4	6,6	2,4	10,8
Транспорт
1992	100	40,6	...	...	...	20,2	6,7	6,6	25,9
1995	100	34,7	9,5	9,4	7,4	20,0	7,4	12,1	25,8
1996	100	33,3	9,9	8,0	7,6	19,7	7,3	18,3	21,4
1997	100	34,5	9,3	8,9	7,8	19,4	7,3	13,9	24,9
1998	100	31,1	9,2	7,9	6,5	19,4	7,2	12,8	29,5
1999	100	32,0	9,1	9,5	4,8	18,8	7,1	9,8	32,3
2000	100	35,5	10,1	12,4	4,8	19,3	7,5	11,6	26,1
2001	100	33,5	9,5	11,2	4,5	17,7	5,9	11,6	31,3
2002	100	41,9	10,8	9,4	4,6	18,5	5,7	12,3	21,6
2003	100	43,0	10,1	9,6	5,1	19,5	5,9	10,9	20,7
2004	100	44,3	10,1	10,3	5,0	20,9	5,9	9,5	19,4
Связь
1992	100	11,8	...	...	...	43,7	15,8	8,0	20,7
1995	100	15,1	3,1	1,5	2,9	28,7	11,1	13,9	31,2
1996	100	16,8	3,6	1,2	2,6	28,1	10,8	17,3	27,0
1997	100	17,4	4,1	1,4	2,9	31,8	12,2	12,0	26,6
1998	100	18,9	4,2	1,2	2,6	29,0	11,0	13,9	27,2
1999	100	22,8	4,9	1,0	1,7	21,2	7,9	11,8	36,3
2000	100	21,5	5,7	1,3	1,4	21,0	7,9	13,2	36,4
2001	100	23,7	7,7	1,1	1,3	21,5	6,7	12,1	36,0
2002	100	18,2	5,3	0,9	1,4	21,5	6,5	11,4	42,4
2003	100	18,3	6,5	0,8	1,4	21,4	6,3	10,7	43,3
2004	100	18,2	5,4	0,8	1,3	21,0	5,9	11,8	43,1

Как видно из данных табл.1.4 -1.5 доля энергетической составляющей в себестоимости готовой продукции невелика и составляет в среднем 6-7,5% по промышленности и еще ниже в других отраслях экономики. Такая структура затрат (даже с учетом перекрестного субсидирования промышленностью населения, в части тарифов на электроэнергию) не стимулирует энергосбережение.

В условиях развития конкуренции расширяется число конкурентов, как на оптовом, так и на розничном рынках энергии и мощности. По каждому конкуренту должен быть проведен тщательный анализ его «сильных» и «слабых» сторон.

Для этого используется следующая информация:

-виды и параметры товара (электро-, теплоэнергии и прочих товаров и услуг);

-объем продаж и доля рынка;

-ценовая политика на НОРЭМ или розничных рынках электроэнергии и тепла и прочих товаров и услуг ( для генкомпаний и сбытовых компаний);

-организация сервисного обслуживания (дополнительные услуги:- услуги по установке и обслуживанию АИИС КУЭ, проведение энергоаудита, составление и оптимизация энергобалансов и т.п.);

-используемые конкурентами технология; виды топлива; вид, характеристики и состояние оборудования; оценка выбросов и сбросов;

-средства продвижения товаров, в том числе имидж компании;

-финансовое положение конкурентов по данным бухгалтерского баланса;

-наличие статуса субъекта оптового рынка (для сбытовых компаний).

Изучив рыночную конъюнктуру и оценив собственные возможности, энергокомпания должна сформировать цели функционирования и развития и определить конкретные показатели или их систему, отражающую достижение соответствующих целей.

Далее показатели конкретизируются по каждому рынку, группам потребителей и отдельным крупным потребителям, с тем, чтобы к определенному моменту времени реализовать цели энергокомпании в целом.



2. ТЕКНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ ЭНЕРГОКОМПАНИЙ НА РЫНКЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ И МОЩНОСТИ

2.1 Методы прогнозирования энергопотребления

Для определения потенциально возможных объемов электропотребления энергокомпании следует воспользоваться данными заявок потребителей, типовыми графиками нагрузок потребителей, нормами энергопотребления, данными экспертных систем и т.д.

Чаще всего при планировании электропотребления используют метод расчета потребности по укрупненным удельным показателям (УУП) с учетом корректировок по эконометрическому методу и методу экспертных оценок.

Современные методы планирования максимума нагрузки потребителей представлены на рис.2.1.

Синтезированный метод предполагает суммирование планируемых нагрузок по отдельным группам потребителей или по отдельным потребителям.

Метод аналогии предполагает использование при планировании данных о максимумах нагрузки потребителей данной энергокомпании или региона, имевших место в предшествующих планируемому периодах.

На практике оба метода комбинируются.

Исходными данными для расчетов максимумов нагрузки потребителей являются:

· заявки крупных потребителей на годовой отпуск им энергии, а также на заявленную мощность и ожидаемый максимум нагрузки;

· отчетные данные за предшествующий период, очищенные от случайных искажений (в основном для мелких, массовых потребителей);

· данные проектов новых (присоединяемых) крупных потребителей.

Планирование максимумов нагрузки потребителей региона синтезированным методом осуществляется в следующей последовательности:

1. Определяется состав потребителей региона и собираются заявки крупных потребителей, если заявки отсутствуют, то расчет максимумов в промышленности, на трубопроводном транспорте, на железнодорожном транспорте, в сельском хозяйстве вычисляется по формуле:

Pmax i = Wi/ hi, (2.1)

Pmax i - максимум нагрузок отдельных групп потребителей или крупного потребителя;

Wi- электропотребление отдельных групп потребителей или крупного потребителя;

hi -расчетная продолжительность использования максимума нагрузки отдельных групп потребителей или крупного потребителя.

- расчет максимумов в коммунально-бытовом секторе:

Pmax i =удельные электрич. нагрузки на человека• числен.населения, (2.2)

- на слабо освоенных территориях;

Pmax i = площадь территории• среднюю величину удельной плотности нагрузки с аналогичной нагрузкой, (2.3)

Достоверность полученного максимума каждой группы потребителей проверяют по величине коэффициента спроса (Кci):

Кci=Pmaxi /Nустi, (2.4)

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 = (2.5)

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 (2.6)

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.

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.2.2).

Рис. 2.2. 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.2.3)

Рис. 2.3. 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. 2.4).

1 - суточных максимумов нагрузки;

2 - месячных максимумов нагрузки.

Рис.2.4. 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):

(2.7)

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 Особенности ценообразования энергокомпаний

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.



2.2.1 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[8].

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[2].

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 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.