Технико-экономический анализ функционирования электроэнергетической отрасли

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;

Рис.2.5. 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 «Сибирьэнер-го» (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.2.6):

· 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. 2.6. Изменение тарифов на услуги по передаче в условиях применения RAB в Великобритании

Как видно из рис. 2.6, при существенных темпах снижения тарифов на передачу электроэнергии, объемы инвестиций в электросети растут.

Снижение операционных расходов при RAB- регулировании в Великобритании представлено на рис. 2.7

Рис.2.7. 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 3,5 года. (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, Свердловск-энерго, 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 (2.8)

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.

Еще одной из сложнейших проблем государственного тарифообразования считается перекрестное субсидирование.

Можно выделить:

Перекрестное субсидирование внутри и между группами потребителей одного вида продукции

1. Перекрестное субсидирование потребителями различных видов продукции и услуг

2. Перекрестное субсидирование различных видов деятельности

3. Перекрестное субсидирование регионов

Перекрестное субсидирование внутри групп потребителей одного вида продукции.

Перекрестное субсидирование внутри групп потребителей можно сократить только при внедрении глубокой дифференциации тарифов на энергию для потребителей, но полностью его ликвидировать нельзя.

Критерии дифференциации тарифов на электроэнергию (Постановление Правительства РФ №109, 2004 г.) по группам потребителей (базовые, прочие потребители, население):

-величина заявленной мощности (>20 МВА,<20МВА);

-режим использования потребителями электрической мощности (годовое число часов использования заявленной мощности ->7000ч,….. <4000ч);

-категории надежности (коэффициенты при расчете стоимости мощности в случае невыполнения поставщиками обязательств по обеспечению готовности генерирующего оборудования);

-уровни напряжения (ВН>110кВ, СН1>35кВ, СН2-20-10 кВ, НН>0,4кВ);

-иные критерии (социальная норма; городское и сельское население; прочие).

Последствиями ликвидация этого вида перекрестного субсидирования являются:

1.Повышение тарифов на электроэнергию для населения и других льготных групп потребителей

2.Снижение тарифа на электроэнергию для промышленных потребителей и железной дороги

Рис. 2.8. Объем перекрестного субсидирования населения промышленностью

Рост тарифов для населения, который наблюдается в последнее время опережает те же показатели для промышленности, что связано с необходимостью ликвидации перекрестного субсидирования (рис.2.8) составляющего порядка 60 млрд. рублей в 2005 году, более 90 млрд. руб. в 2006 г., 114 млрд. руб. в 2007 г. и 141 млрд. руб. в 2008 г. (данные ФСТ РФ).

Повышение тарифов для населения и других льготных групп потребителей может привести:

o к сдерживанию энергопотребления;

o к неплатежам;

o к повышению дотаций из бюджета.

Снижение тарифа для промышленных потребителей и железной дороги может привести :

o к снижению затрат на производство готовой продукции (во-первых, это не всегда приводит к снижению цен на готовую продукцию; во-вторых, это заметно только в случае большой энергетической составляющей в затратах готовой продукции (см. табл. 1.4,1.5)

o к сохранению высокого уровня энергоемкости продукции.

Решение о прекращении перекрестного субсидирования РЭК должны приниматься по мере повышения благосостояния населения, подъема экономики региона и создания условий для энергосбережения.

Перекрестное субсидирование потребителями различных видов продукции и услуг.

Этот вид перекрестного субсидирования особенно характерен для генерирующих компаний. Основные виды продукции генерирующих энергокомпаний:

· Электроэнергия (мощность);

· Теплоэнергия (мощность);

При рассмотрении этого вида перекрестного субсидирования следует отметить:

1) в тарифы на электроэнергию для конечных потребителей обычно включают перекрестное субсидирование тепла. Однако повышение тарифов на тепло при снижении тарифов на электроэнергию (в условиях РСВ) может привести к снижению конкурентоспособности энергокомпании по теплу, а следовательно, к увеличению выработки по конденсационному циклу и к снижению конкурентоспособности энергокомпании по электроэнергии,

2) потребители тепла от ТЭЦ субсидируют потребителей электроэнергии от ГРЭС. Покупая тепло от ТЭЦ, потребители тепла создают возможности для работы ТЭЦ по теплофикационному наиболее экономичному циклу. На РСВ этот режим работы учитывается по ценопринимающим заявкам от ТЭЦ и отражается на снижении равновесной цены на электроэнергию для всех покупателей, в том числе потребителей электроэнергии от ГРЭС.

Решение о ликвидации этого вида перекрестного субсидирования РЭКи должны принимать одновременно с изменением величины дотаций за тепло из местных бюджетов или при подъеме благосостояния населения региона.

Перекрестное субсидирование различных видов деятельности

Основные виды деятельности энергокомпаний:

· Регулируемые и нерегулируемые

· Профильные и непрофильные

· Конкурентные и естественно-монопольные

Нельзя допускать перекрестного субсидирования:

· естественно-монопольными видами деятельности конкурентных,

· профильными видами деятельности непрофильных,

· регулируемыми видами деятельности нерегулируемых.

Именно поэтому, регулирующие органы в лице Федеральной антимонопольной службы РФ так настойчивы в разделении видов деятельности организаций, являющихся хозяйствующими субъектами естественных монополий.

Перекрестное субсидирование регионов РФ - порядка 13 млрд. руб

Субъекты РФ, бюджетам которых предоставляются субсидии на ликвидацию межтерриториального перекрестного субсидирования в электроэнергетике на 2007 г.:

- Республики Дагестан, Карачаево-Черкессия, Карелия, Коми, Саха (Якутия), Чувашия;

- Приморский край;

- Области Амурская, Архангельская, Мурманская, Калининградская;

- Чукотский автономный округ.

Субсидии предоставляются в соответствии с Постановлением Правительства РФ от 23 июля 2007 г. №465 «О предоставлении субсидий бюджетам субъектов РФ на ликвидацию межтерриториального перекрестного субсидирования в электроэнергетике».

Субсидии предоставляются на период с 2007-2010 г. в целях координации мер по ликвидации межтерриториального перекрестного субсидирования в электроэнергетике и обеспечения поэтапного доведения цен (тарифов) на розничном рынке электроэнергии в субъектах РФ до экономически обоснованного уровня[3].

В 2008 г. некоторые субъекты Российской Федерации (Коми и Приморский край) уже ликвидировали межтерриториальное перекрестное субсидирование в электроэнергетике.

В соответствии с законодательством с 2011 года тарифы (цены) на розничном рынке электроэнергии (мощности) для конечных потребителей (для населения с 2014 г.) станут свободными нерегулируемыми, что существенно изменит степень влияния трех первых факторов на формирование стратегии ценообразования.

3. РАСЧЕТ СРЕДНЕВЗВЕШЕННОГО ТАРИФА НА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЮ НА КОНКУРЕНТНОМ РЫНКЕ

На рынке электроэнергии функционируют несколько секторов, различающихся условиями заключения сделок и сроками поставки: сектор регулируемых договоров, сектор свободных договоров, рынок на сутки вперед, балансирующий рынок (см. рис.3.1).

С 2011 года в пределах ценовых зон оптового рынка электроэнергии и мощности регулируемые договоры (РД) заключаются только в отношении объемов электроэнергии и мощности, предназначенных для поставок населению, приравненным к населению группам потребителей, а также гарантирующим поставщикам, действующим на территории республик Северного Кавказа, Республики Тыва и республики Бурятия.

Цены (тарифы) на поставку электрической энергии и мощности по регулируемым договорам рассчитываются по определяемым федеральным органом исполнительной власти в области государственного регулирования тарифов формулам индексации цен. Объемы поставки электроэнергии и мощности по РД устанавливаются в рамках формируемого Федеральной службой по тарифам сводного прогнозного баланса производства и поставок электрической энергии таким образом, чтобы для включенного в сводный баланс производителя электроэнергии и мощности поставки по РД не превышали 35% от полного объема поставки электрической энергии (мощности) на оптовый рынок, определенного в балансовом решении для соответствующего производителя.

Объемы электроэнергии, не покрываемые регулируемыми договорами, реализуются по нерегулируемым ценам в рамках свободных договоров, рынка на сутки вперед (РСВ) и балансирующего рынка (БР).

В рамках свободных договоров участники рынка самостоятельно определяют контрагентов, цены и объемы поставки. Рынок на сутки вперед (РСВ) представляет собой проводимый коммерческим оператором (ОАО «АТС») конкурентный отбор ценовых заявок поставщиков и покупателей за сутки до реальной поставки электроэнергии с определением цен и объемов поставки на каждый час суток. На РСВ осуществляется маржинальное ценообразование, т.е. цена определяется путем балансирования спроса и предложения и распространяется на всех участников рынка. Цена РСВ определяется для каждого из порядка 8000 узлов обеих ценовых зон.

Индексы цен и объемы торговли РСВ публикуются в ежедневном режиме на сайте ОАО «АТС».

Для снижения рисков манипулирования ценами на РСВ введена система стимулирования участников к подаче конкурентных ценовых заявок - в соответствии с правилами торговли, в первую очередь удовлетворяются заявки на поставку электроэнергии с наименьшей ценой.

Объемы электроэнергии, реализуемой в рамках двусторонних договоров и РСВ, формируют плановое потребление электроэнергии. Однако фактическое потребление неизбежно отличается от планового. Торговля отклонениями от планового производства/потребления осуществляется в режиме реального времени на балансирующем рынке. При этом за каждые 3 часа до часа фактической поставки системный оператор (ОАО «СО ЕЭС») проводит дополнительные конкурентные отборы заявок поставщиков с учетом прогнозного потребления в энергосистеме, экономической эффективности загрузки станций и требований системной надежности.

Отклонения фактического потребления от планового квалифицируются собственными или внешними инициативами. Собственная инициатива возникает по причине действий участника рынка (потребителя или поставщика), внешняя - в результате команд Системного оператора или аварии, приведшей к вынужденному изменению режима производства или потребления электроэнергии. Для определения стоимости отклонений для различных видов инициатив используются расчетные формулы (срезки), рассчитываемые на каждый час суток для каждого узла расчетной модели. Срезки определяются как максимальные (минимальные) значения индикатора БР и цены РСВ., тем самым стимулируя к более точному исполнению планового потребления и производства электроэнергии. На основе стоимости отклонений определяются предварительные требования и предварительные обязательства БР, разница между которыми формирует небаланс балансирующего рынка. Отрицательный небаланс распределяется между участниками пропорционально их собственным инициативам. Положительный небаланс распределяется между поставщиками, пропорционально величине исполнения внешних инициатив, и потребителями, максимально точно придерживающимися планового потребления. Таким образом, на БР «штрафуются» участники рынка, допускающие наибольшие отклонения фактических потребления и выработки от плановых по собственной инициативе, и «премируются» участники, придерживающиеся планового потребления и максимально точно выполняющие команды Системного оператора [9]. Взаимосвязь секторов ОРЭ представлена на рис.3.2.

Рис 3.1 Развитие рынка электроэнергии и мощности

Рассмотрим принцип определения равновесной цены (цены рынка) на примере трех энергосбытовых компаний и продавцов(см. рис 3.3).

Исходные данные представлены в табл. П1.1-П1.6

Рис 3.2 Взаимосвязь секторов ОРЭ

Коммерческий оператор (ОАО «АТС») на РСВ проводит конкурентный отбор ценовых заявок продавцов и покупателей за сутки до реальной поставки электроэнергии с определением цен и объемов поставки на каждый час суток, что приведено в рис 3.3, на примере 4-ого часа суток. С целью определения цены и объема покупки/продажи электроэнергии так, чтобы достичь максимальной взаимной выгоды продавцов и покупателей. Из рис 3.3 определили равновесную цену Тр=600 руб/МВтч. Отклонения фактического уровня производства от планового, определенного в процессе торгов на РСВ, фиксируются и оплачиваются в рамках балансирующего рынка (БР). Ценовыми сигналами на балансирующем рынке служат заявки генераторов в рынок на сутки вперед на максимальные значения рабочей мощности. Системный оператор на основании фактического уровня потребления и ценовых сигналов генераторов в режиме «реального времени» определяет генераторов чья загрузка более эффективна и дает команду на дозагрузку. Ценообразование на балансирующем рынке аналогично рынку на сутки вперед (Тбр =640 руб/Мвтч).

Рассчитаем средний тариф покупки электроэнергии на конкурентном рынке (РСВ и БР) по формуле (3.1):

где : Тi-тариф покупки на секторах рынка;

Эотпi-объем электроэнергии на секторе;

Эотп?-полный объем покупки электроэнергии.

С 1 июня 2008 года торговля мощностью осуществляется на основе конкурентного отбора мощности (КОМ), проводимого системным оператором. Участники оптового рынка, прошедшие процедуру допуска к КОМ, получили возможность подавать заявки в объеме, не превышающем максимальную располагаемую мощность, учтенную Федеральной службой по тарифам России в прогнозном балансе на соответствующий период регулирования. Покупатели обязаны оплатить всю мощность, отобранную на КОМ в их ценовой зоне. Поставщики в каждой ценовой зоне несут солидарную ответственность за исполнение обязательств по предоставлению мощности.

В ходе КОМ в первую очередь отбирается мощность, введенная по ДПМ и аналогичным ДПМ договорам с АЭС и ГЭС. Мощность, не прошедшая конкурентный отбор, не оплачивается, за исключением мощности генерирующих объектов, работа которых необходима для поддержания технологических режимов работы энергосистемы или поставок тепловой энергии (вынужденные генераторы). Итоги первого долгосрочного КОМ (с поставкой мощности в 2011 году) подведены Системным оператором 8 декабря 2010 года. Участие в отборе на 2011 год приняли 57 генерирующих компаний в отношении 388 зарегистрированных на оптовом рынке электроэнергии и мощности и допущенных к отбору электростанций. Средняя цена покупки мощности по результатам конкурентного отбора мощности приводится на сайте www.atsenergo.ru. (см. табл.П2.1). Для расчета средневзвешенного тарифа необходимо вычислить суммарную выручку производителей за мощность(для энергосбытовой компании 1 за месяц май) по формуле (3.2):

?Bм i - суммарная выручка производителей электроэнергии за мощность;

Nотп - сумма максимумов потребителей;

Тсрм - средний тариф покупки мощности;

1,06 - «6-ти процентный» резерв мощности.

Расчет средневзвешенного тарифа электроэнергии на конкурентном рынке:

?Bм i - суммарная выручка производителей электроэнергии за мощность;

?Bэ i - суммарная выручка производителей электроэнергии за электроэнергию;

Эотп?-полный объем покупки электроэнергии.

ПРИЛОЖЕНИЕ 1.

Плановое почасовое потребление энергосбытовых компаний и генераторов.

Таблица П1.1 Плановое почасовое потребление энергосбытовой компании 1

Рис П1.1 График суточного потребления энергосбытовой компании 1

Таблица П1.2 ППП энергосбытовой компании 2

Рис П1.2 График суточного потребления энергосбытовой компании 2

Таблица П1.3 ППП энергосбытовой компании 3

Рис П1.3 График суточного потребления энергосбытовой космпании 3

Таблица П1.4 ППП продавца 1

Рис П1.4 График суточного потребления продавца 1

Таблица П1.5 ППП продавца 2

Рис П1.5 График суточного потребления продавца 2

Таблица П1.6 ППП продавца 3

Рис П1.6 График суточного потребления продавца 3

Коммерческий оператор (ОАО «АТС») на РСВ проводит конкурентный отбор ценовых заявок продавцов и покупателей за сутки до реальной поставки электроэнергии с определением цен и объемов поставки на каждый час суток, что приведено в рис П1.1, на примере 4-ого часа суток. С целью определения цены и объема покупки/продажи электроэнергии так, чтобы достичь максимальной взаимной выгоды продавцов и покупателей. Из рис П1.1 определили равновесную цену Тр=600 руб/МВтч. Отклонения фактического уровня производства от планового, определенного в процессе торгов на РСВ, фиксируются и оплачиваются в рамках балансирующего рынка (БР). Ценовыми сигналами на балансирующем рынке служат заявки генераторов в рынок на сутки вперед на максимальные значения рабочей мощности. Системный оператор на основании фактического уровня потребления и ценовых сигналов генераторов в режиме «реального времени» определяет генераторов чья загрузка более эффективна и дает команду на дозагрузку. Ценообразование на балансирующем рынке аналогично рынку на сутки вперед (Тбр =640 руб/Мвтч).

Рассчитаем средний тариф покупки электроэнергии на конкурентном рынке (РСВ и БР) по формуле (3.1):

где : Тi-тариф покупки на секторах рынка;

Эотпi-объем электроэнергии на секторе;

Эотп?-полный объем покупки электроэнергии.

С 1 июня 2008 года торговля мощностью осуществляется на основе конкурентного отбора мощности (КОМ), проводимого системным оператором. Участники оптового рынка, прошедшие процедуру допуска к КОМ, получили возможность подавать заявки в объеме, не превышающем максимальную располагаемую мощность, учтенную Федеральной службой по тарифам России в прогнозном балансе на соответствующий период регулирования. Покупатели обязаны оплатить всю мощность, отобранную на КОМ в их ценовой зоне. Поставщики в каждой ценовой зоне несут солидарную ответственность за исполнение обязательств по предоставлению мощности.

В ходе КОМ в первую очередь отбирается мощность, введенная по ДПМ и аналогичным ДПМ договорам с АЭС и ГЭС. Мощность, не прошедшая конкурентный отбор, не оплачивается, за исключением мощности генерирующих объектов, работа которых необходима для поддержания технологических режимов работы энергосистемы или поставок тепловой энергии (вынужденные генераторы). Итоги первого долгосрочного КОМ (с поставкой мощности в 2011 году) подведены Системным оператором 8 декабря 2010 года. Участие в отборе на 2011 год приняли 57 генерирующих компаний в отношении 388 зарегистрированных на оптовом рынке электроэнергии и мощности и допущенных к отбору электростанций. Средняя цена покупки мощности по результатам конкурентного отбора мощности приводится на сайте www.atsenergo.ru. (см. табл.П2.1). Для расчета средневзвешенного тарифа необходимо вычислить суммарную выручку производителей за мощность(для энергосбытовой компании 1 за месяц май) по формуле (3.2):

?Bм i - суммарная выручка производителей электроэнергии за мощность;

Nотп - сумма максимумов потребителей;

Тсрм - средний тариф покупки мощности;

1,06 - «6-ти процентный» резерв мощности.

Расчет средневзвешенного тарифа электроэнергии на конкурентном рынке:

?Bм i - суммарная выручка производителей электроэнергии за мощность;

?Bэ i - суммарная выручка производителей электроэнергии за электроэнергию;

Эотп?-полный объем покупки электроэнергии.

Средневзвешенная цена покупки мощности

руб./МВт.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Основное содержание технико-экономических исследований энергокомпаний на рынке электроэнергии заключается в анализе региона, крупных потребителей и конкурентов и на этой основе прогнозировании объема и графика поставки электроэнергии и мощности, формировании стратегии ценообразования (тарифообразования), подборе способов продвижения энергокомпаний на конкурентные рынки энергии и мощности.

При разработке ценовой (тарифной) политики энергокомпаний следует учитывать эластичность спроса по цене на электроэнергию, вида затрат, политику конкурентов и государственное регулирование. При этом в перспективе, в связи с развитием конкурентных отношений на розничном рынке и сокращением государственного регулирования тарифов, весомость первых трех факторов существенно возрастет.

Учитывая универсальность потребления электроэнергии и мощности и совершенствование конкурентных рынков, энергокомпании испытывают не только потребность в особой рекламе товаров и услуг, но и в выборе средств и методов продвижения энергокомпаний на рынки. На данный момент рынок электроэнергии не закончил своего развития. По сравнению с западным или американским, Российскому рынку электроэнергии еще предстоит длительное развитие и реформирование для обретения всех инструментов рыночной экономики.

Библиографический список

1. Гительман Л.Д., Ратников Б.Е. Эффективная энергокомпания, М: ЗАО «Олимп-бизнес», 2002 г.

2. Любимова Н.Г. Внутрифирменное планирование. ИПКгосслужбы, ГУУ, ВИПКэнерго, М: 2006 г.

3. Овсейчук В.А. «Методика оценки уровня регулируемых тарифов на электроэнергию в регионе и доступ потребителей к электрическим сетям», ИПКгосслужбы, М: 2007 г.

4. Постановление Правительства РФ «Об основах ценообразования на электрическую и тепловую энергию на территории Российской Федерации» №109 от 26.02.2004 г.

5. Постановление Правительства РФ «О формировании розничного рынка электроэнергии» №530 от 31.08.2006 г.

6. ФЗ-35 «Об электроэнергетике» (2003 г.) с последующими дополнениями и изменениями.

7. ФЗ-41 «О государственном регулировании тарифов на электроэнергию и теплоэнергию» (1995 г.) с последующими дополнениями и изменениями

8. Энергорынок .-М.: Изд.дом «РЦБ»,2006 г.

9. www .np-sr.ru

10. www.atsenergo.ru

Размещено на Allbest.ru