Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
Глава 4. Развитие рыночных механизмов в электроэнергетике
4.1 Зарубежные модели ценообразования в энергетической отрасли.
За прошедшее десятилетие система регулирования электроэнергетикой претерпела существенные изменения во многих развитых и некоторых развивающихся странах. Экономические и технологические особенности электроэнергетики стимулировали эволюцию, как системы регулирования, так и структуры собственности и структуры мощностей отрасли. Так как магистральные и распределительные сети являются естественными монополиями, то и вся электроэнергетическая отрасль рассматривалась как естественная монополия, что предполагало выбор регулируемой монополии как наиболее эффективной модели отрасли.
Так как монополии часто приводят к тому, что компания - монополист пытается устанавливать цены, превышающие предельный издержки на производство электроэнергии, правительства принимали две основные модели электроэнергетики: либо государственная интегрированная монополия, либо регулируемые частные компании. Многие страны (Ирландия, Франция, Греция и Италия) консолидировали и национализировали электроэнергетику в государственные монополии, предполагая, что государственные компании будут действовать в общественных интересах, а не максимизировать прибыль, как частные компании. В Германии существовали региональные государственные монополии, как один из вариантов первой модели.
Вторую модель организации сектора выбрали США и Япония, где частные компании регулировались на основе издержек и норм доходности на вложенный капитал. Следует отметить, в большинстве стран, независимо от того, были ли энергетические компании централизованными или региональными, государственными или частными, они всегда оставались вертикально-интегрированными.
Подход и темпы проведения либерализации электроэнергетики в значительной мере отличались в различных странах, проводивших реформы. В основном, реформирование отрасли было направлено на функциональное разделение производства и магистральных сетей, введение конкуренции в производстве и расширение доступа к сетям. На более продвинутых стадиях реформы включали формирование рынка электроэнергии и обеспечение свободного выбора поставщика электроэнергии. На финальных стадиях реформирования происходил переход от регулирования тарифов для магистральных и распределительных компаний на основе издержек и нормы доходности на капитал к установлению максимальных тарифов на передачу.
Кроме степени либерализации, страны также отличались по степени участия частного капитала в секторе. Решение о приватизации не всегда однозначно соответствовало степени либерализации. Некоторые из наиболее либерализованных стран (Норвегия) не проводили приватизацию, тогда как для других стран это являлось основным направлением реформ (Англия и Уэльс). В некоторых странах (США и Япония), электроэнергетика исторически находилась в частной собственности. В тех странах, которые включали приватизацию в планы реформирования отрасли, последовательность приватизации и либерализации также варьировалась. В Англии и Уэльсе, приватизация предшествовала либерализации, тогда как в Скандинавских странах либерализация предшествовала частичной приватизации. Однако в целом, существует тенденция к приватизации производства и сбыта электроэнергии, как через активные программы приватизацииотрасли, так и через доступ на рынок новых частных генерирующих компаний.
Рис 4.1 Схема распространения приватизации в электроэнергетике.
Прототипы моделей организации сектора в течение переходного периода.
В процессе реформирования многие страны прошли или в настоящее время находятся на промежуточных этапах трансформации (Рис 4.1). В силу различных институциональных и социальных ограничений, во многих странах переход от вертикально-интегрированной модели сектора к конкурентной модели осуществлялся через постепенную адаптацию различных элементов рынка. Ниже приведены основные прототипы моделей реформирования сектора, элементы которых использовались странами на различных переходных этапах реформирования.
На практике используются следующие модели реформирования электроэнергетики:
На рисунке 4.2. представлены особенности структуры производителей электроэнергии в рамках различных моделей; рассмотрены факторы влияющие на формирование механизма ценообразования, организация передачи энергии и механизмы оптимизации издержек. Модели расположены в порядке усиления конкурентных отношений. В условиях вертикально интегрированной модели используются регулируемые тарифы, которые устанавливаются либо государством, либо компанией-монополистом. В условиях конкурентной модели цены устанавливаются либо на основе двусторонних контрактов между производителем и потребителем, либо на едином конкурентном рынке по условию равенства спроса и предложения.
Основные организационно-экономические преимущества и недостатки этих моделей, с точки зрения развития конкуренции, рассмотрены в табл. 4.1.
На рис.4.3 представлена последовательность преобразования монополистической модели в конкурентную в течении переходного периода, рассмотрены основные элементы конкурентной модели и приведена ее характеристика. В модели «Единого закупщика» и конкурентной модели представлены рыночные модели взаимодействия: в первом варианте- единый оптовый рынок, во втором- система рынков, включающая конкурентный оптовый и розничный рынки. На этой же схеме представлен характер изменения финансовых рисков для государства и налогоплательщиков при переходе от одной схемы к другой. Эти риски по мере нарастания конкуренции снижаются.
Рис 4.2. Схема составных элементов базовых моделей.
Таблица 4.1
Анализ преимуществ и недостатков альтернативных моделей.
|
Модель |
Положительные факторы |
Отрицательные факторы |
|
Вертикально-интегрированная модель |
Сохранение вертикально-интегрированной структуры в рамках единой компании Контроль за ценами |
Отсутствие экономических стимулов для повышения эффективности Для государственных компаний - необходимость государственного финансирования отрасли |
|
Модель “независимых производителей” |
Привлечение частных инвесторов при минимальных структурных изменениях Контроль за розничными ценами |
Необходимость выдачи долгосрочных государственных гарантий (высокий риск для государственного бюджета) |
|
Модель “Единого Закупщика” |
Привлечение частных инвесторов при ограниченных структурных изменениях Контроль за розничными ценами |
Необходимость заключения среднесрочных контрактов на оптовом рынке при ограниченной возможности изменения тарифов на розничном рынке |
|
Конкурентная модель |
Создание стимулов для повышения эффективности |
Необходимость значительных структурных преобразований Коррекция уровня цен до экономически обоснованного уровня |
Рис 4.3. Модели организации сектора в течение переходного периода.
Основные элементы конкурентной модели
Доступ к магистральным и распределительным сетям
Многие страны, принявшие конкурентную модель организации отрасли, провели либерализацию доступа к магистральным и распределительным сетям. В большинстве случаев либерализация доступа к сети была обеспечена в форме регулируемого доступа независимых компаний к сети, т.е. юридического обязательства предоставить доступ к сети на равных условиях (Австралия, Скандинавия, Англия и Уэльс, США). Обеспечение регулируемого доступа независимых компаний к сети является необходимым условием как для обеспечения доступа независимых генерирующих компаний на конкурентный рынок, так и для обеспечения возможности выбора поставщика потребителями. Без предоставления регулируемого доступа к сети, либерализация производства электроэнергии и демонополизация не приведут к справедливой конкуренции, т.к. сетевые компании будут завышать тарифы на передачу электроэнергии по сравнению с тарифами, назначенными для работающих с ними генерирующими компаниями. Аналогично, свободный выбор поставщика энергии будет возможен только тогда, когда право выбора закреплено свободным доступом независимых поставщиков к сети. Так, даже в условиях региональных вертикально-интегрированных компаний в Германии, обеспеченная свобода доступа к сети и свобода выбора поставщика привели к сильнейшей конкуренции за потребителя, как между немецкими компаниями, так и с участием других европейских компаний. В соответствии с Директивой ЕЭС 1996 года, которая определяет общие правила для внутренних рынков электричества, страны-участники ЕЭС обязаны обеспечить доступ независимых производителей к сети.
Выбор поставщика электроэнергии
Другой мерой по развитию конкуренции являлось обеспечение свободы выбора поставщиков электроэнергии квалифицированными потребителями. В некоторых странах круг квалифицированных потребителей расширялся постепенно, начиная с самых крупных потребителей (Англия и Уэльс, Новая Зеландия), в других странах свобода выбора была предоставлена сразу всем потребителям (Норвегия, Швеция). Как правило темпы расширения круга квалифицированных потребителей определяются технической оснащенностью, устройствами измерения потребления и экономической обоснованностью установки подобных устройств для мелких потребителей. В соответствии с Директивой ЕЭС 1996 года, все страны участницы ЕЭС должны обеспечить свободу выбора потребителям с ежегодным потреблением свыше 40 ГВтч к 1999 году, свыше 20 ГВтч к 2000 и свыше 9 ГВтч до 2003 года.
Регулирование тарифов на передачу энергии
В мировой практике распространены два типа регулирования тарифов на передачу электроэнергии: регулирование нормы доходности на вложенный капитал (на основе издержек), как это принято в США либо регулирование тарифов с учетом индексов, учитывающих инфляцию и стимулирование снижения издержек (Скандинавия, Голландия, Англия и Уэльс). Гораздо больше вариаций существует в методах регулирования перекрестного субсидирования тарифов на передачу для мелких и крупных потребителей, регулирование тарифов в моменты пиковой нагрузки, ценообразование на основе локальных узлов (локальное ценообразование с учетом предельных издержек на производство и передачу) или единое ценообразование (с равномерным распределением общих издержек на транспортировку между всеми участниками рынка).
Оптовый рынок электроэнергии
Первый рынок электроэнергии был введен в Англии и Уэльсе в 1990 году. За ним последовало открытие рынка в Скандинавии (Nord Pool) в 1996 году. В настоящее время успешно функционируют рынки в Испании, Австралии, Новой Зеландии, США. Участие производителей на рынке может быть обязательным (Англия и Уэльс до 2001 года, Испания, Австралия) или добровольным (Nord Pool, Новая Зеландия).
Структура сектора
Степень вертикальной интеграции также в значительной степени варьируется. Некоторые страны (Англия и Уэльс) прошли через первоначальное разъединение различных видов деятельности в независимые компании, и только в последствии регулирующими органами были разрешены слияния генерирующих и сбытовых компаний до определенной степени. В других странах (Испания, Германия) выделения различных видов деятельности в независимые компании не происходило, и для обеспечения конкуренции использовались специальные меры по обеспечению равноправного доступа к сетям и свободы выбора потребителей. Как правило, второй подход может обеспечить условия равноправной конкуренции только при высокой степени развития транспортной инфраструктуры.
Степень горизонтальной концентрации также варьировалась. Как правило, в странах, где конкуренция со стороны иностранных компаний ограничена (Англия и Уэльс, Новая Зеландия), регулирующие органы препятствовали образованию компаний с большой долей на рынке для предотвращения возможностей манипулирования рыночной ценой. Другие страны (Испания, Германия), которые хорошо интегрированы с соседними энергосистемами, позволили большую степень горизонтальной концентрации, создавая тем самым несколько крупных национальных компаний (Германия) или даже национальных чемпионов, способных успешно конкурировать в рамках объединенного Европейского рынка (Испания, Италия).
Однако проблема снижения рисков, связанных с потерей энергетической безопасности и утратой надежности энергоснабжения не решается автоматически внедрением конкурентных отношений, т.к. в рамках каждой модели применяются свои способы решения этих проблем. Только при условии принятия адекватных мер по сохранению устойчивости работы энергетических систем можно проводить реформирование структуры и экономических механизмов в электроэнергетической отрасли.
Традиционной моделью организации электроэнергетики, широко применявшейся в различных странах 90-х годов прошлого века, была так называемая индустриальная (технологическая) модель, основанная на энергообъединениях с вертикально интегрированной структурой. Суть подобной схемы заключается в том, что в рамках одной энергокомпании осуществляется централизованное хозяйственное и оперативно-технологическое управление всеми стадиями процесса энергоснабжения в данном регионе (стране): производством, передачей и сбытом. Такая компания получает статус естественной монополии, за ней закрепляется определенная территория обслуживания, на которой исключается деятельность других поставщиков. При этом качество услуг монополиста и цены на энергию жестко контролируются и регулируются специальными государственными органами на национальном и региональном уровнях.
В то же время интегрированная энергокомпания испытывает определенное конкурентное давление со стороны крупных промышленных предприятий, владеющих электрогенерирующими установками или собирающихся организовать собственное производство электроэнергии. Также имеет место косвенная конкуренция с поставщиками альтернативных энергоносителей, особенно природного газа. Следовательно, нет оснований считать такую организацию чистой монополией.
Вертикально интегрированные структуры в электроэнергетике имеют ряд преимуществ:
В числе недостатков вертикально интегрированных структуры обычно выделяют следующие:
К концу 20 в. в большинстве развитых стран была осознана необходимость кардинальных изменений принципов организации электроэнергетики на основе рыночных преобразований. Этому способствовали следующие предпосылки:
Все это в совокупности привело к тому, что некоторые преимущества вертикальной интеграции постепенно утрачиваются, и прежде всего «эффект масштаба».
Следует отметить и такой важный фактор, как курс на общую либерализацию экономики, ведущий к снижению роли государства в управлении электроэнергетикой, сокращению сферы государственного регулирования естественных монополий и предоставлению потребителями электроэнергии права свободного выбора поставщиков, причем с переложением на последних всех инвестиционных рисков.
Вместе с тем экономические и политические условия для реформирования существенно различаются в разных странах, что обусловлено историческими особенностями формирования систем управления в электроэнергетике. Этим объясняются различия моделей и программ преобразований, которые обсуждаются и реализуются на практике.
Общая для всех стратегия реформ заключается в либерализации электроэнергетических рынков: переходе от закрытого монопольного рынка к открытому, конкурентному рынку энергии и мощности [17].
При этом обеспечение свободной конкуренции между производителями и продавцами электроэнергии рассматривается в качестве базового условия для осуществления двух важнейших целей преобразований:
Для энергоэнергетики характерны следующие виды и формы конкуренции:
Прямая конкуренция:
Косвенная конкуренция (в сфере энергопотребления):
В сфере передачи энергии по магистральным и распределителям сетям конкуренция исключена: здесь действуют естественные монополии. В то же время энергокомпании вступают в конкуренцию во внешней среде на рынке капитала для получения инвестиционных ресурсов. Поэтому даже акционерные компании, занимающиеся электросетевыми услугами, вынуждены снижать издержки, чтобы быть привлекательными для инвесторов.
Следует подчеркнуть, что эффективность производства в электроэнергетике как отрасли с аппаратурной технологией предопределяется техническими решениями, заложенными на прединвестиционных стадиях изготовлениях оборудовании, проектирования энергоустановок, строительно-монтажных работ. Это значит, что эффективность производства обусловлена по существу эффективностью прошлых капитальных вложений, и поэтому на действующих электростанциях возможности снижения издержек ограничены. Таким образом, в электроэнергетике конкуренция как фактор повышения эффективности должна действовать прежде всего в сфере создания новых генерирующих мощностей с использованием прогрессивных технологий.
Необходимым условием обеспечения эффективной конкуренции является избыточные генерирующие мощности, а также соответствующая им пропускная способность электрической сети. Причем интенсивность конкуренции повышается с ростом количества производителей (поставщиков) энергии на данном рынке. Увеличения числа конкурирующих участников энергетического рынка можно достигнуть путем дезинтергации и разделения крупных компаний-монополистов, создания независимых (функциональных) компаний в сферах генерирования, транспорта, распределения и сбыта энергии, а кроме того, за счет привлечения на рынок новых, независимых производителей.
Считается, что конкуренция тогда максимально эффективна, когда она одновременно существует в сфере как генерирования, так и сбыта (торговле). Хотя потребитель может получить электроэнергию только от сетей местной распределительной компании, купить ее в принципе он может у любого продавца. Для этого необходимо, чтобы функция энергоснабжения (обеспечения физических поставок энергии) и функция продажи электроэнергии были разделены, а все субъекты рынка получили свободный доступ к электросети.
Предполагается, что открытость рынков для конкуренции зависит от масштабов приватизации электроэнергетики и наличия частной собственности на предприятиях электроэнергетики, что компании, находящиеся в собственности частного инвестора, способны генерировать энергию с наименьшими затратами. В общем случае приватизация преследует две цели:
Мировой опыт показывает, что сценарии проведения приватизации в электроэнергетике специфичны для каждой страны и могут осуществляться по следующим схемам:
Функционирование конкурентной среды обеспечивается прежде всего механизмом рыночного ценообразования в сфере генерирования энергии. Создание такого механизма требует, во-первых, выделения функции производства энергии в самостоятельный вид бизнеса, во-вторых, дерегулирования тарифов и инвестиционной деятельности производителей энергии. Цена генерирования будет устанавливаться только на основе баланса спроса и предложения на энергетическом рынке. Такой подход стимулирует снижение издержек производства и привлечение инвестиций в электроэнергетику. При этом инвестиционный риск целиком ложится на производителя, но и вся прибыль достается ему (она ограничивается только ценой конкурентного рынка, а не решением регулирующих органов).
Конкурентоспособность энергокомании на рынке электроэнергии будет определяться тремя основными факторами:
1. стоимостью энергии по отношению к аналогичному показателю у конкурентов;
2. качеством обслуживания клиентов;
3. ассортиментом и условиями предоставления потребителям дополнительных услуг по энергоснабжению.
Немаловажную роль играет и деловая репутация (имидж) энергокомпании, особенно при заключении долгосрочных договоров, связанных с сооружением новых энергомощностей.
Из сказанного следует: либерализация электроэнергетических рынков осуществляется исходя из положения, что вертикальная интеграция является серьезным препятствием для дальнейшего роста эффективности электроэнергетики, поскольку существование жестких внутрифирменных связей исключает развитие конкурентных отношений.
Для открытия электроэнергетических рынков необходимы следующие действия:
Дезинтергация энергокомпаний может проводиться в один или несколько этапов: отделение производства электроэнергии от ее передачи и сбыта; отделение сбыта от передачи (распределения). При полной дезинтеграции происходит разделение собственности, и в каждой сфере деятельности создаются независимые организации – функциональные компании.
рис. 1.1 Структура закрытого (монопольного) электроэнергетического рынка (исходное состояние)
рис. 1.2 Структура открытого (конкурентного) электроэнергетического рынка (конечное состояние)
На рис. 1.1 и 1.2 [7] представлены исходная, а также целевая модели реформирования электроэнергетики, предусматривающая функциональное разделение интегрированных компаний и создание конкуренции среди производителей и поставщиков электроэнергии. Она значительно упрощена и не отражает национальные особенности либерализации электроэнергетических рынков, но в ней отражен ключевой подход к перестройке отрасли.
В результате либерализации электроэнергетических рынков увеличивается число участников рынка и изменяется их состав. На оптовый рынок выходят отдельные крупные потребители, независимые производители электроэнергии, появляются брокеры, связывающие производителей и потребителей, и перепродавцы, не владеющие энергоустановками.
Рыночные отношения распространяются на уровни краткосрочного планирования о оперативного управления. Формируются новые структуры – технологические и коммерческие операторы рынка. Создаются электроэнергетические биржи, способствующие корректировке планов оптового обмена электроэнергией и мощностью на уровнях средне- и краткосрочного планирования. Оптовый рынок разделяется на контрактный и оперативный с новым порядком ценообразования на последнем.
Наряду с традиционными товарами (электроэнергией и мощностью) на оптовом рынке появляются технологические услуги, которые требуются для обеспечения надежной работы основной электрической сети и поддержания установленных нормативов качества электроэнергии в условиях функционального разделения отрасли.
На розничном рынке появляется большое количество новых компаний – поставщиков энергетических услуг, которые предлагают и продают потребителям не только электроэнергию, но и оборудование, повышающее энергоэффективность, а так же консультационные услуги по энергосбережению и даже по обеспечению качественных параметров электроснабжения. На потребительский рынок выходят организации, устанавливающие локальные энергоисточники (небольшие газотурбинные установки и дизель-генераторы), которые могут использоваться потребителями в качестве резерва или в часы пиковых нагрузок энергосистемы, когда имеют место высокие тарифы на электроэнергию.
Создаются новые сферы бизнеса, связанные с измерением электропотребления, функциями учета и осуществления расчетов между субъектами электроэнергетического рынка (биллинг). Следует подчеркнуть, что открытие для конкуренции розничных рынков в еще большей степени усложняет структуру электроэнергетического рынка и значительно повышает операционные издержки, вызванные специализацией функций и расширением круга предоставляемых услуг.
Преобразования, происходящие в электроэнергетике, базируются на новейших достижениях в области компьютерных технологий и средств связи. Все заявки, аукционы, финансовые расчеты, технологическое управление и регулирование энергосистемы осуществляются с помощью компьютеров по каналом связи и телеуправления.
Следует подчеркнуть, что при либерализации электроэнергетических рынков и формировании конкурентной среды первостепенное значение имеет учет фактора надежности энергоснабжения. Недопустимо, чтобы коммерческие цели поставщиков приводили к игнорированию вопросов надежности на конкурентных рынках электроэнергии. Речь идет о современном и качественном проведении ремонтов оборудования, содержания резервов мощности, скоординированном развитии электростанций, электрических и тепловых сетей, предотвращении перегрузок линий электропередачи. Это должно обеспечиваться с помощью государственного регулирования конкурентных рынков (особенно на этапе их становления).
Государственные регулирующие и антимонопольные органы должны вести регулярный мониторинг конкурентных энергетических рынков. Опыт зарубежных стран показывает, что нередко результатами конкуренции между энергокомпаниями бывают их слияния и поглощения в различных формах горизонтальной и вертикальной интеграции. Уже только одна угроза вхождения на рынок новых производителей энергии может спровоцировать объединение частных энергокомпаний. В конечном счете это может привести к установлению «виртуальных монополий» с соответствующими монопольными ценами, а значит, сама идея либерализованного рынка будет дискредитирована перед потребителями энергии, которые в наибольшей степени заинтересованы в эффективной конкуренции.
В общем случае электроэнергетический рынок – это сфера операций по купле-продаже следующих основных видов продукции и услуг:
Субъектами рынка являются [7,13,14]:
Следует подчеркнуть, что электроэнергетический рынок является искусственным образованием, воплощающим определенную организационную модель. В зависимости от конкретной организационной модели электроэнергетического рынка состав участников, а также ассортимент продукции и услуг могут меняться.
Пространственная конфигурация рынка определяется границами электроэнергетических систем, обладающих достаточно сильными внутренними связями. Расширение границ рынка требует увеличения пропускной способности межсистемных линий электропередачи.
Электроэнергетические рынки любого типа в той или иной степени контролируется государством, т.е. являются регулируемыми. Это объясняется двумя причинами: приоритетом надежности энергоснабжения и наличием естественных монополий в электроэнергетике (в частности, в передаче и распределении электроэнергии).
Для нормального функционирования рынка необходимы соответствующие технологическая и организационная инфрастуктуры. Технологической инфраструктурой электроэнергетических рынков служат электрические сети разных классов напряжения. Текущее управление рынком осуществляют специализированные организации: коммерческий и системный операторы рынка. Коммерческий оператор отвечает за осуществление коммерческой деятельности на оптовом рынке (ценообразование, договоры, финансовые отношения); его функции также может выполнять специальное подразделение электроэнергетической биржи. Системный оператор отвечает за надежную работу основной электрической сети рынка и обеспечение физических поставок электроэнергии в соответствии и заключенными договорами [13]. В таблице 1.1. приведена классификация электроэнергетических рынков.
Таблица 4.
Классификация электроэнергетических рынков
|
Классификационный признак |
Вид рынка |
|
Географический границы |
Региональный, зональный, национальный, межгосударственный |
|
Уровень рынка (категория покупателя) |
Оптовый, розничный (потребительский) |
|
Характер сделок между участниками рынка |
Контрактный, оперативный |
|
Сегмент потребительского рынка |
Промышленной, бытовой и пр. нагрузок; высокого, среднего и низкого напряжения; дневной, ночной, зимней и летней нагрузок |
|
Организационная модель рынка |
Монопольный (закрытый); конкурентный (различные виды) |
Оптовые рынки электроэнергии функционируют в сетях вы сокого напряжения. На оптовом рынке взаимодействуют произ водители, поставщики и отдельные крупные потребители элек троэнергии. Оптовые рынки подразделяются на контрактные и оперативные. Контрактный рынок основан на двусторонних соглашениях между субъектами оптового рынка (на срок от не дели до десятков лет). Оперативный рынок функционирует в пределах текущих суток, разделенных на периоды определен ной продолжительности. Товарами на контрактных рынках яв ляются электроэнергия и мощность, на оперативных - только электроэнергия.
Розничные рынки функционируют в сетях среднего и низкого напряжения. На розничном рынке взаимодействуют распреде лительные электросетевые компании, сбытовые организации и потребители данного региона. Подразделение этих рынков на сегменты по видам нагрузки связано с широкой дифференциа цией требований к энергоснабжению и различиями в стоимости обслуживания разных групп потребителей, питающихся от се тей разного класса напряжения в разные периоды суток и сезо ны года.
В электроэнергетике зарубежных стран уже применяются либо намечаются для внедрения различные организационные модели конкурентного рынка, учитывающие национальные особенности и условия функционирования отрасли, цели ры ночных преобразований, экономические, социальные, полити ческие факторы. Главное, что объединяет все подходы, - это дезинтеграция, т.е. разделение первоначально вертикально ин тегрированных энергокомпаний в отношении функций и сфер деятельности (производство, передача, сбыт энергии). Это делается с целью создать условия для конкуренции, а также уменьшить возможности для дискриминации потребителей и перекрестного субсидирования между конкурентными и есте ственно-монопольными сферами деятельности. При этом кон кретные используемые формы и глубина дезинтеграции могут существенно различаться: от просто разделения учета в инте грированной компании до создания отдельных независимых энергокомпаний.
В настоящее время известны три базовые модели конкурентного рынка электроэнергии (табл. 1.2) [8].
Модель 1. Доступ третьего лица (транзит). Потребитель (клиент) получает возможность купить электроэнергию не только у местной энергокомпании, к сетям которой он присо единен, но и у какой-либо другой (если нет системных ограни чений), т.е. у третьего лица. В этом случае местная компания предоставляет услуги по транзиту электроэнергии по своим пе редающим и распределительным сетям. Клиенты и производи тели заключают двусторонние контракты на поставку электро энергии по договорным ценам. Оператор энергосистемы имеет информацию только в отношении объемов и режима поставки и получает плату за передачу электроэнергии либо от производи теля (третьего лица), либо от клиента. Размер этой платы может быть как договорным, так и ограничиваемым регулирующим органом. Данная модель предполагает сохранение вертикально интегрированных компаний на энергетическом рынке и требует только введения раздельного учета финансовых результатов и затрат по стадиям производства, передачи и доведения энерго носителя до конечного потребителя.
Модель 2. Единственный покупатель (закупочное агент ство). Единственный покупатель выбирает производителей. Независимые производители энергии конкурируют в области строительства и эксплуатации электростанции. Конкуренция идет за право на контракт с закупочным агентством на поставку ему электроэнергии и мощности. Закупочное агентство имеет монополию на высоковольтную сеть и на продажу электро энергии конечным потребителям. Последние, таким образом, не имеют свободного доступа к электросети, т.е. не могут вы бирать поставщика. В качестве закупочного агентства может выступать крупная интегрированная энергокомпания или от дельная независимая компания, владеющая основной сетью. Для этой модели рекомендуется операциональное разделение видов деятельности, которое можно осуществить, например, в рамках энергетического холдинга. Однако на практике часто ограничиваются лишь раздельным учетом. Иногда используют различные варианты сочетания этой модели с моделью доступа третьего лица.
Модель 3. Пул (с открытым розничным рынком). Эта модель взята за основу в концепции реформирования электроэнергетики России. Наи более радикальная в отношении дезинтеграции модель: образу ются независимые компании в сферах генерирования, переда чи и распределения электроэнергии. Производители получают свободный доступ к основной сети оптового рынка. Участники оптового рынка (производители, дистрибьюторы, крупные по требители) объединяются в пул - самоорганизующуюся торго вую систему для работы на рынке по определенным правилам. Формируется оперативный сектор оптового рынка - «спотры-нок», или рынок наличной электроэнергии с механизмом конку рентного ценообразования. Торговой площадкой такого рынка может служить биржа электроэнергии.
Таблица 1.2. Модели конкурентного электроэнергетического рынка
|
Характеристика модели |
Доступ третьего лица |
Единственный покупатель (закупочное агентство) |
Пул (с открытым рынком) |
|
Форма дезинтеграции функций |
Разделение учета |
Разделение операций |
Полная дезинтеграция |
|
Доступ к основной сети оптового рынка |
Договорной или регулируемый |
Конкурсный |
Свободный |
|
Наличие конкурирующих производителей |
Есть |
Есть |
Есть |
|
Наличие выбора для поставщиков (розничных торговцев) |
Нет |
-“- |
-“- |
|
Наличие выбора для потребителя |
-“- |
-“- |
-“- |
|
Цена генерирования электроэнергией |
Договорная |
Договорная |
Единая цена пула |
Следовательно, все участники пула продают и покупают электроэнергию по единой цене спотрынка (или цене пула). При этом все они платят соответствующей электросетевой ком пании за использование основной сети оптового рынка; размер этой платы регулируется государством.
Как правило, торговая система оптового рынка в форме пула сочетается с рынком двусторонних контрактов. Клиент имеет выбор между закупкой электроэнергии на бирже по складыва ющимся там рыночным ценам или непосредственно у произво дителя по договорной цене. В общем случае рынок наличного товара (оперативный) используется для краткосрочной торгов ли, а контрактный - в долгосрочном аспекте и для уменьшения ценового риска при операциях на спотрынке. В принципе воз можны различные комбинации обеих моделей. Часто в качестве базового используют контрактный рынок.
На первом этапе, когда розничный рынок еще не открыт для конкуренции, распределительные компании (дистрибьюторы) покупают электроэнергию на спотрынке или по договорной цене у конкретного производителя и передают ее по низковольтным сетям с последующей продажей потребителям (покупателями могут быть и крупные потребители, самостоятельно выходящие на оптовый рынок). Затем, когда сбыт отделяется от распределе ния, на оптовый рынок выходят новые субъекты - конкурирую щие энергосбытовые компании.
Цели и концепция. В качестве главных целей широкомас штабных рыночных преобразований в электроэнергетике Рос сии провозглашены:
В качестве основы реформирования отрасли принята кон цепция ее глубокой реструктуризации с разделением всех видов деятельности на естественно-монопольные (передача электро энергии, оперативно-диспетчерское управление) и конкурент ные (генерация, сбыт, ремонтное обслуживание, непрофильная деятельность). На этой базе предполагается сформировать в обозримой перспективе полностью либерализованные (откры тые) оптовые и розничные рынки электроэнергии. При этом передача электроэнергии по магистральным (системообразую щим) и распределительным сетям как монопольная деятель ность остается в государственном регулировании, а всем участ никам рынка будет обеспечен недискриминационный доступ к услугам естественных монополий.
В итоге реструктуризации холдинга РАО «ЕЭС России» и других предприятий отрасли создана технологическая и ком мерческая инфраструктура рынка электроэнергии, появились новые энергокомпании-поставщики и формируются новые сек торы рынка.
Инфраструктурные организации (рис. 1.4). В их число входят:
1) оператор оптового рынка - НП «Администратор торговой системы» (АТС);
В соответствии с Законом РФ об электроэнергетике АТС оптового рынка выполняет следующие функции:
организует оптовую торговлю электрической энергией;
проводит сверку и зачет взаимных встречных обязательств участников торговли;
формирует системы гарантий и расчетов на оптовом рынке, за ключает договоры и осуществляет расчеты за электрическую энергию и оказываемые услуги;
регистрирует двусторонние договоры купли-продажи электри ческой энергии;
организует системы измерения и сбора информации о факти ческом производстве и потреблении электрической энергии на оптовом рынке и др.
В круг основных задач системного оператора, в частности, включено:
Генерирующие, сбытовые и ремонтные компании
К генерирующим относятся:
оптовые генерирующие компании (ОГК), созданные на базе крупных гидравлических и тепловых электростанций;
территориальные компании (ТГК), формируемые на осно ве активов АО-энерго;
компании, созданные на базе АЭС государственного кон церна «Росэнергоатом»;
региональные генерирующие компании - на базе АО-энерго в технологически изолированных энергосистемах.
В активах ОГК на базе тепловых станций участие государ ства не предполагается. Они образуются по экстерриториально му принципу. ОГК на базе гидроэлектростанций представляет собой производственно-финансовый холдинг с контрольным пакетом акций головной компании у государства.
ТГК включают в основном активы ТЭЦ, тепловых сетей и ко тельных. В обозримой перспективе определенная доля государства в капитале ТГК останется, хотя, возможно, будет снижаться.
Вообще увеличение числа независимых генерирующих ком паний, особенно на базе тепловых электростанций различного типа, является важным приоритетом преобразований, так как служит залогом более качественной работы либерализованного рынка и эффективного инвестиционного процесса в электро энергетике.
Вышесказанное можно проиллюстрировать в виде рис. 1.4:
Рис. 1.4. Структура электроэнергетического рынка
Структура оптового рынка электроэнергии. В соответ ствии с целевой моделью конкурентный оптовый рынок должен включать три основных сектора, представленных на рис. 1.5 [7].
Рис. 1.5. Секторы конкурентного оптового рынка электроэнергетики
Рынок двусторонних договоров рассматривается в качестве основного и может составлять до 80% оборота электроэнер гии на оптовом рынке. Второй по значению - организованный (биржевой) рынок «на сутки вперед», или «спотрынок», - пред назначен для оперативной реализации дополнительного пред ложения (спроса), периодически возникающего у участников рынка; его доля оценивается на уровне 16-18%. В то же время именно этот рынок определяет реальную цену электроэнергии.
Важной особенностью российской модели конкурентно го оптового рынка электроэнергии является выделение двух больших ценовых зон: Европейская часть (включая Урал) и Сибирь. Такой подход обусловлен ограничениями пропускной способности магистральных ЛЭП, существенными различиями в структуре генерирующих мощностей и их режимных характе ристиках. Кроме того, наличие системных ограничений и вну три указанных зон потребовало введения принципа «узлового ценообразования» на спотрынке [12].
Обязательный этап в формировании полноценных рыночных отношений в электроэнергетике - создание конкурентного рын ка резервов и других системных услуг, предназначенного для обеспечения в новых условиях надежного функционирования отрасли.
Целевая модель рыночных отношений предусматривает также введение:
- биржевого рынка производных финансовых инстру ментов - стандартизированных контрактов на поставку электро энергии. Финансовый рынок, непосредственно не связанный с физическими поставками, выполняет важную функцию - защиту продавцов и покупателей от рисков колебаний цены, складываю щейся на спотрынке под воздействием спроса и предложения.
- рынок торговли правами на использование пропускной способности электрической сети – финансовыми правами на передачу (ФПП). ФПП – финансовый инструмент, позволяющий хеджировать (страховать) риски, вызванные разницей узловых цен и необходимостью эффективного распределения пропускной способности сети. Предполагается, что ФПП будут реализовываться на конкурентных аукционах.
- рынка генерирующей мощности. Участниками рынка мощности будут поставщики и покупатели мощности – участники оптового рынка, а также Системный оператор как организатор рынка мощности. Купля/продажа мощности будет осуществляться посредством проведения аукционов мощности, а также свободных двусторонних договоров на куплю/продажу мощности.
- рынок системных услуг. Системные услуги будут предоставляться участниками оптового рынка на конкурентной основе для поддержания надежного, заданного уровня качества энергоснабжения потребителей.
Все выше перечисленные элементы целевой модели оптового рынка можно изобразить на рис.1.6.
Рис. 1.6. Целевая модель оптового рынка
Целевая модель розничного рынка, согласно Концепции Стратегии ОАО РАО "ЕЭС России" на 2003-2008 годы, имеет следующие основные черты [12]:
Рис. 1.7. Целевая модель розничного рынка
Субъекты розничного рынка:
Сфера розничного оборота электроэнер гии замыкается в границах регионов (субъектов Федерации). Основой либерализованного розничного рынка электроэнергии является широкая сеть конкурентных поставщиков - независи мых энергосбытовых компаний, которые могут быть созданы как при реформировании АО-энерго, так и другими независимыми организациями и будут осуществлять деятельность по продаже электроэнергии конечным потребителям. При этом потребители получают право свободного выбора и смены поставщиков.
Наряду с двусторонними договорами «поставщик - потре битель» на розничных рынках предполагаются организованные торги (аукционы), которые должен проводить администратор региональной торговой системы (АРТС).
В то же время конкурентный рынок на начальном этапе функционирования должен содержать механизмы страхования риска прекращения энергоснабжения потребителя из-за потери им энергосбытовой компании по различным причинам, а также рыночного риска, связанного с нерегулируемой деятельностью энергосбытовых компаний. С этими целями вводится специаль ный институт гарантирующего поставщика розничного рынка, который в обязательном порядке обслуживает регулируемый сектор розничного рынка, включающий социально значимых потребителей, в том числе население.
Перспективы развития розничных энергорынков, как пока зывает зарубежный опыт, связаны с двумя противоречивыми процессами: с одной стороны, это функциональная специализа ция и диверсификация энергетического бизнеса, оказывающего потребителям услуги в области энергосбережения, ремонтов оборудования, лизинга, электрических измерений, с другой - появление горизонтально интегрированных мультиэнергетических компаний, представляющих в одном пакете комплекс услуг по энергоснабжению: поставка электроэнергии, газа, теп ла, средств энергоэффективности и др.
Реализация в полном объеме целевых моделей оптового и розничного рынков электроэнергии вследствие весьма высокой сложности и новизны решений требует достаточно длитель ного переходного периода (с 2002 по 2009 гг). В это время осуществляется после довательное (поэтапное) внедрение базовых элементов целевой модели, уточнение ее структурных параметров, создание новых систем учета электроэнергии, отработка рыночных технологий. Для этого применяются переходные модели (непременным условием для переходных моделей является недопущение снижения технологической надежности электроснабжения и перебоев в коммерческих поставках электроэнергии на оптовом о розничных рынках), предусматриваю щие различные сочетания конкурентного и регулируемого секто ров рынка. Причем сектор свободной торговли постоянно расши ряется, а регулируемый трансформируется. В частности, бывший централизованный ФОРЭМ (Федеральный оптовый рынок электроэнергии и мощности) преобразуется в рынок регулируе мых двусторонних договоров – НОРЭМ (Новый оптовый рынок электроэнергии и мощности), в процесс рыночных отношений вовлекаются новые ценовые зоны (Сибирь), снимаются ограни чения на участие в секторе свободной торговли, регулируемый сектор отклонений заменяется конкурентным балансирующим рынком, вводится механизм торговли мощностью.
Переходный период на розничных рынках связан с форми рованием гарантирующих поставщиков, созданием для них механизма антимонопольного регулирования, введением аль тернативных перекрестному субсидированию методов цено вой защиты социально значимых потребителей, подготовкой потребителей к реализации права выбора (смены) поставщика в условиях конкуренции энергосбытовых компаний. Следует подчеркнуть, что в силу более высокого консерватизма рознич ных рынков процесс формирования конкурентной среды здесь происходит с некоторым запаздыванием по отношению к опто вому рынку. Однако именно интенсивная конкуренция на регио нальных розничных рынках определяет эффективность функцио нирования оптового рынка, оказывая постоянное давление на его цены. Следовательно, без этого фактора целевая модель оптового рынка работать с ожидаемой результативностью не сможет.
Еще одно требование: в переходный период необходимо под держивать избыточность генерирующих мощностей (для обе спечения надежности и как основу конкурентной среды). Уже сейчас в ряде регионов (в частности, в крупных городах) име ющаяся энергетическая база существенно отстает от темпов роста экономики и блокирует ее дальнейшее развитие. В такой ситуации первоочередной проблемой становится поддержание надежности электроснабжения. В этой связи необходимо экс тренно создать специальный механизм привлечения инвести ций, соответствующий особенностям данного периода, когда рыночные механизмы еще не заработали в полную силу. Это задача Правительства РФ как главного регулятора реформы электроэнергетики. Параллельно следует форсировать созда ние высокоэкономичной локальной генерации на региональном уровне, прежде всего, на основе газотурбинных установок ма лой и средней мощности (конечно, с соответствующим усиле нием электросетевого комплекса).
Наконец, важное замечание. Существует ряд внешних обще экономических предпосылок, без которых ни одна целевая мо дель рынка электроэнергии не сможет в полном объеме реали зовать свой потенциал. Среди них следует отметить:
общий благоприятный инвестиционный климат;
наличие в стране развитой рыночной инфраструктуры (банков, фондовых рынков, страховых систем и др.);
эффективная система антимонопольного регулирования;
зрелые конкурентно-рыночные отношения в отраслях, обеспечивающих электроэнергетику ресурсами;
выраженная ориентация потребителей на энергосбере жение;
уровень платежеспособности населения, в целом адекват ный рыночным ценам на электроэнергию.
Рынок «на сутки вперед»
Для проведения расчетов на данном рынке применяется механизм ценообразования, основанный на конкуренции между поставщиками и покупателями электроэнергии, обеспечиваю щей установление свободных цен, уравновешивающих спрос и предложение.
За одни сутки до поставки электроэнергии АТС проводит кон курентный отбор ценовых заявок поставщиков (производителей) и покупателей (крупные потребители, АО-энерго и др.). Указан ный отбор производится в форме централизованного расчета равновесных цен и объемов электроэнергии, принятых к испол нению в этом секторе. Ценовые заявки подаются поставщиками в отношении каждого генерирующего агрегата, а покупателями - в отношении каждой точки поставки на каждый час следующих суток. Заявки могут содержать несколько пар «цена - количество электроэнергии», но их максимальное число регламентируется. Участник может и не указывать цену (только объем); такая за явка называется ценопринимающей и предполагает, что данный объем будет продан (куплен) по сложившейся в результате торгов равновесной цене. Однако надо иметь в виду, что, подавая заяв ку по ценопринятию, потребитель рискует. Так, если цена сло жится для него выше некоторой точки безубыточности, то торги пройдут с отрицательным для него результатом. Кроме того, при подаче ценопринимающей заявки необходимо предоставлять фи нансовое обеспечение в максимальном размере [9].
На рис.1.8 в графической форме показана примерная зависи мость цены от объема продажи (покупки) в заявках поставщи ков и покупателей (на определенный час следующих суток). На пример, точка с некоторыми координатами (S, V) на диаграмме в ценовой заявке продавца означает, что он готов продать объем V по цене не ниже S; меньший объем он может продать по мень шей цене (из диаграммы). Точка (S, V) на диаграмме в заявке по купателя означает, что он готов купить объем V по цене не выше S; объем, меньший V, он может купить и по большей цене (из диаграммы).
Рис. 1.8. Зависимость цены на электроэнергию от объема со стороны предложения и со стороны спроса [7]
При проведении конкурентного отбора ценовых заявок на каждый час АТС отбирает, с одной стороны, наиболее дешевых поставщиков электроэнергии, на продукцию которых имеется спрос, а с другой - покупателей с наиболее высокими ценами, указанными в их заявках.
Процедура расчета почасовой равновесной цены и соответ ствующего ей объема электроэнергии, планируемого для торгов ли, производится специальной программой торговой системы на основе обработки данных, содержащихся в заявках участ ников рынка. Эта программа применяет способ формирования равновесной цены по критерию максимизации совокупного до хода участников рынка (с учетом потерь и ограничений при пе редаче электроэнергии). На рис.1.9 в упрощенном виде показан применяемый принцип ценообразования.
Равновесная цена получается в результате наложения графиков совокупного спроса и совокупного предложения (в соответствии со ступенчатыми заявками). При этом все поставщики, у которых заявленная цена оказалась меньше равновесной, получают экономическую выгоду, в сумме равную нижней заштрихованной площади. Все по купатели, у которых цена в заявке больше равновесной, получают вы году, равную верхней заштрихованной площади. В оптимизационной модели ценообразования по методу «функции благосостояния» макси мизируется общая площадь, заштрихованная на рис. 1.9.
Рис. 1.9. Принцип максимальной выгоды участников оптового рынка при определении равновесной цены
Другой особенностью механизма ценообразования является применение метода узловой цены, который учитывает ограниче ния по пропускной способности электрических сетей и потери при передаче электроэнергии (между точками поставки про изводителя и потребителя). Для этого используется расчетная модель национальной электрической сети, по которой осущест вляется «привязка» генерирующих мощностей и потребителей к определенным узлам сети. Следовательно, узловые цены бу дут различаться даже в пределах одной зоны оптового рынка (например, Европейская часть, включая Урал или Сибирь).
По итогам процедуры расчетов в день «Х-1» для всех участ ников определяются узловые равновесные цены в узлах расчет ной модели электрической сети. В расчетную модель внесены параметры сетевых объектов и другая информация, достаточ ная для составления системным оператором диспетчерского графика на каждый час суток поставки «X». После формиро вания диспетчерского графика на сутки «X» участники получа ют информацию о цене и объемах, по которым обеспечены их заявки. Технические средства коммерческого учета фиксируют данные о фактическом производстве (потреблении) участником электроэнергии. При отклонении от диспетчерского графика на сутки «X» соответствующее количество электроэнергии опла чивается участником по ценам балансирующего рынка.
Участники торгов, чьи ценовые заявки оказались отвергну тыми в процессе конкурентного отбора, могут продать (купить) электроэнергию на балансирующем рынке, а поставщики - и на рынке технологических услуг (резервов). Это показано на рис. 1.10. [7] Видно, что цена балансирующего рынка выше, чем равновесная на спотовом, и определяется маржинальной стои мостью генерирования.
Рис. 1.10. Проведение торгов на рынке «на сутки вперед» (для одного часа)
Для обеспечения надежности расчетов условием входа участников на рынок является предоставление ими финансовых гарантий оплаты электроэнергии. По итогам работы на рынке за сутки «X» участники производят расчеты по установленной процедуре в сроки, исключающие возникновение стоимостных небалансов и неплатежей.
Следует также подчеркнуть, что в соответствии с Правила ми оптового рынка электрической энергии для предотвращения резких ценовых колебаний может быть установлен предельный уровень цен на электроэнергию в секторе свободной торговли.
Для нормального функционирования оптового рынка важней шее значение имеет эффективное взаимодействие администрато ра торговой системы с системным оператором (СО), который должен обеспечивать АТС информацией в отношении диспетчерских графиков нагрузки участников рынка, сетевых и балансовых ограничений, размещения резервных мощностей. Кроме того, СО «ведет» балансирующий рынок и рынок резервов.
Введение конкурентного сектора свободной торговли дает участникам оптового рынка следующие преимущества.
Поставщикам выгодно участвовать в свободном секторе в силу маржинального ценообразования (возможность по лучения сверхприбыли).
У покупателей есть шанс купить электроэнергию по цене ниже тарифа на розничном рынке.
Участники имеют возможность сочетать покупки (прода жи) на спотрынке с двусторонними договорами и, таким образом, в определенной степени страховать ценовые ри ски.
Повышается мобильность поставщиков и покупателей: на спотовом рынке можно восполнить внезапно возникший недостаток электроэнергии или продать ее излишек.
Однако успешная работа на рассматриваемом рынке требует серьезной подготовки и накопления определенного опыта для корректного обоснования ценовых заявок и особенно правиль ного планирования покупателями объемов спроса (чтобы не по пасть на балансирующий рынок с высокими тарифами). В то же время для некоторых промышленных предприятий, выходящих на оптовый рынок, эти риски могут быть незначительными, на пример для металлургических производств со стабильной и достоверно прогнозируемой нагрузкой.
Балансирующий рынок
Этот сектор конкурентного оптового рынка предназначен для компенсации отклонений фактических объемов производства (по требления) электроэнергии от плановых, определенных для рынка «на сутки вперед», в связи с вероятностным характером нагрузки. При этом его основной задачей является поддержание в каждый момент баланса между генерацией и потреблением с помощью наиболее экономичных ресурсов, которыми располагает энергоси стема, т.е. ресурсов с минимальной стоимостью электроэнергии.
Балансирующий рынок должен действовать в режиме максимально возможного приближения к реальному времени, т.е. к ближайшему часу суток, в который осуществляются регули ровочные мероприятия. Его функционированием управляет си стемный оператор, который использует для этого регулировоч ные возможности генерирующих мощностей и некоторой части потребителей электроэнергии. Для того чтобы подготовиться к покрытию нагрузки в режиме реального времени, оператор со ставляет прогнозы потребления электроэнергии на соответству ющий час суток.
В принципе в балансирующем рынке принимают участие все субъекты оптового рынка: генерирующие компании и потребители. Но в формировании цен на балансирующую электроэнер гию участвуют не все, например, из потребителей - только с регулируемой нагрузкой, есть ограничения и по генерирующим мощностям. Обязательное участие в ценообразовании должны, очевидно, принимать мощности, отобранные на рынках враща ющихся резервов.
Квалифицированные участники (поставщики) балансирую щего рынка подают системному оператору заявки на догрузку (отклонение «вверх») и разгрузку (отклонение «вниз») своих мощностей по сравнению с плановыми объемами, принятыми у них в рынке «на сутки вперед». В заявках указываются цены, за которые поставщики готовы увеличить объем производства на определенную величину, и цены, которые поставщики гото вы заплатить за соответствующую разгрузку при отклонении «вниз» (в обоих случаях по внешней инициативе системного оператора). Отметим, что заявки потребителей на снижение на грузки рассматриваются как эквивалентные заявкам генерирую щих компаний по регулированию «вверх».
В час, когда в системе возникает небаланс, вызванный ростом электропотребления, системный оператор увеличивает генера цию и (или) сокращает нагрузку у потребителей-регуляторов, причем начинает с заявивших минимальную цену на отклоне ние «вверх», которую (или большую) они хотят получить. Если балансировка требует снижения производства, то разгрузка, на оборот, начинается с генераторов, заявивших наибольшие цены, по которым они готовы платить.
На основе обработки заявок участников с помощью оптими зационной модели маржинального ценообразования на каждый час определяется единая равновесная цена на балансирующую электроэнергию. По этой цене должны рассчитываться на ба лансирующем рынке все поставщики - генерирующие компа нии и потребители, имеющие фактические отклонения по про изводству или потреблению электроэнергии по сравнению с плановыми объемами, вызванные как внешней, так и собствен ной инициативой.
В связи с этим надо отметить, что по правилам балансиру ющего рынка все потребители, снижающие нагрузку, и гене раторы, увеличивающие производство, получают денежную премию, а потребители, увеличивающие спрос, и поставщики,
сокращающие выработку электроэнергии, напротив, платят.
Имеет значение и причина отклонений: собственная или внешняя инициатива (команда оператора). Понятно, что во втором случае нельзя допускать убыток участнику балансирующего рынка в сравнении с платежами в рынке «на сутки вперед». Це левая модель оптового рынка предусматривает выполнение не обходимых для этого соотношений между ценой на балансиру ющую электроэнергию и ценами рынка «на сутки вперед».
Следует иметь в виду, что на балансирующем рынке торгуют ся не только отклонения, но и объемы электроэнергии, которые участникам не удалось продать (купить) на рынке «на сутки вперед»; цены на балансирующем рынке, как правило, склады ваются выше, чем на спотрынке.
Существуют мнения, что в перспективе балансирующий ры нок из вспомогательного по отношению к спотрынку превра тится в основной. Торговля на нем будет вестись в режиме ре ального времени (он-лайн), когда заявки на покупку и продажу принимаются 24 ч в сутки, вплоть до часа поставки электро энергии. Причем именно соотношение спроса и предложения в реальном времени определяет истинную цену рынка, на ко торую ориентируются участники при заключении прямых дву сторонних договоров. Отметим, что реализация рынка он-лайн требует сложных компьютерных программ прогнозирования цен и объемов продаж, потребления, оптимизации стратегий и режимов работы оборудования электростанций и сети. Рынок «на сутки вперед» остается как первая итерация перед началом торгов на рынке реального времени.
Контрактные отношения в секторе свободной торговли
Прямые двусторонние отношения должны играть ключевую роль на конкурентном оптовом рынке электроэнергии. Двусто ронние договоры имеют ряд преимуществ по сравнению с цен трализованным спотрынком, и, в частности, они дают сторонам возможность:
долгосрочного планирования производственной деятель ности;
защиты от рисков колебаний рыночной цены;
учета индивидуальных особенностей производителя (по ставщика) и потребителя электроэнергии.
В мировой практике известны два типа прямых двусторон них договоров: физические и финансовые.
Физические договоры. Двусторонний договор представ ляет собой юридически оформленное обязательство продавца и покупателя осуществить и принять поставку электроэнергии (мощности) в определенных объеме, точке поставки и периоде по согласованной (фиксированной) цене. При этом контракт ные поставки электроэнергии могут покрывать выборочные часы суток (только пиковые), дни недели (только рабочие), а сроки действия контракта изменяются в широких пределах: от недель и месяцев до десятков лет, вплоть до окончания про ектного периода эксплуатации новых генерирующих мощно стей. Различают прямые физические договоры с немедленной поставкой наличной энергии, а также форвардные контракты, которые заключаются на поставку товара, запланированного к производству в будущем. Таким образом, для форвардных кон трактов характерен определенный период упреждения между датой заключения договора и датой начала поставки электро энергии. Этот период может достигать по продолжительности сроков ввода новых электростанций; форвардные контракты, как правило, являются долгосрочными (в ряде зарубежных стран - до 30 лет).
Указанные особенности форвардных контрактов и, в частно сти, фиксация цены заблаговременно, до начала физической по ставки товара делают этот вид прямого договора инструментом хеджирования ценовых рисков, существующих на централизо ванных спотовых рынках. Следует подчеркнуть, что все параме тры двустороннего договора являются исключительно результа том согласительных процедур, осуществляемых контрагентами; это относится и к методам финансового урегулирования в пери од поставки товара.
Однако прямые физические контракты классического типа (и форвардные здесь не исключение), несмотря на интуитивную привлекательность для участников рынка, имеют и недостатки. Например, далеко не всегда физическое исполнение обязатель ства произвести и потребить заранее определенное количество электроэнергии возможно на протяжении всего срока договора. Также заключению и исполнению отдельных прямых физиче ских договоров могут препятствовать имеющиеся или возника ющие ограничения пропускной способности соответствующих электрических сетей.
Но эти и другие недостатки можно в значительной степени устранить, если модифицировать механизм договорных отноше ний, включив в него обязательное участие сторон в рынке «на сутки вперед» с автоматическим формированием для участников ценопринимающих заявок на объем договора и указанием поча совых договорных объемов электроэнергии. Если на рынке «на сутки вперед» покупатель и продавец соответственно купили и продали количество электроэнергии, равное их договорному объ ему, то они не производят никаких дополнительных расчетов с рынком. Если же имеет место отклонение от договорного количе ства, то оно будет оплачиваться по равновесной цене спотрынка.
В российской модели рынка двусторонние договоры подле жат регистрации АТС для включения указанных в них объемов в баланс сектора свободной торговли и определения финансовых обязательств участников. Продавцы и покупатели электроэнер гии, заключившие прямые договоры, обязаны, как и остальные участники сектора свободной торговли, оплачивать сетевые по тери и стоимость системных ограничений. Денежные средства продавца в объеме договора резервируются в качестве гарантии поставки.
Финансовые договоры. Предметом двустороннего финансо вого контракта является установление цены на фиксированный объем энергии. Если рыночная цена превзойдет контрактную, то продавец вернет покупателю эту разницу. Когда рыночная цена будет ниже контрактной, покупатель выплатит разницу продавцу. Таким образом, между собой стороны рассчитывают ся только за отклонение равновесной цены от договорной. Не посредственно за товар каждый из участников расплачивается с рынком по равновесной цене спотрынка с учетом фактического объема поставки электроэнергии (как если бы прямого контра кта не было). В результате погашаются нежелательные колеба ния рыночной цены, причем в интересах обоих участников до говора.
Финансовое право на передачу. На дерегулированных рынках зарубежных стран в условиях системных ограничений («локальных» или «узловых» цен) используется специальный инструмент, дополняющий двусторонние договоры, - рынок финансовых (или фиксированных) прав на передачу. Для того чтобы понять его действие, надо представлять, как образуется разница в узловых ценах на спотрынке и какое экономическое содержание эта разница имеет.
Известно, что цену электроэнергии в каждом узле определяет наиболее дорогой из отобранных для покрытия нагрузки генери рующих источников, обеспечивающих передачу электроэнергии в этот пункт без перегрузки питающих линий (если бы перегру зок, т.е. системных ограничений, не было, то цена была бы еди ной для всего рынка). Поэтому более высокая цена в каком-либо узле образуется в результате привлечения не самого экономично го энергоисточника (в целях недопущения перегрузки сетей). Раз ница в узловых ценах рассматривается как плата за использова ние «узкого сечения» сети (стоимость системных ограничений).
Финансовое право на передачу (ФПП) - это финансовый кон тракт, предоставляющий его владельцу право получать (или обя зывающий выплачивать) денежные средства в размере разницы узловых цен между двумя точками сети, определенной по итогам торгов на рынке «на сутки вперед». ФПП определяются для кон кретных маршрутов поставки электроэнергии от «точки к точке», при этом необязательно, чтобы обладатель этих прав осущест влял поставку по данному маршруту (он будет просто получать доход за счет разницы цен). Механизм ФПП позволяет:
Например, в США ФПП покупаются и продаются на аукцио нах, проводимых системным оператором, а также на вторичном рынке (в электронной торговой системе), где осуществляется двусторонняя торговля этими контрактами. Объемы торгуемых ФПП выражаются в мегаваттах пропускной способности соот ветствующих маршрутов.
Средства, полученные Системным оператором от продажи ФПП, распределяются по специальному механизму среди поль зователей передающей сети, обязанных оплачивать перегрузку. В свою очередь доходы, поступающие в виде платы за систем ные ограничения, направляются на выплаты держателям кон трактов ФПП.
Регулируемые двусторонние договоры
Модель регулируемых двусторонних договоров (РДД) рассма тривается как переходная к широкомасштабному контрактному рынку (при этом сохраняется возможность заключения прямых договоров и в секторе свободной торговли по согласованным сторонами ценам). Внедрение РДД должно обеспечить долго временную стабильность цен на электроэнергию для субъектов договора и надежность планирования, что особенно важно для энергоемких потребителей, а также для гарантирующих постав щиков, работающих с населением. На переходный период РДД составят основу оптового рынка электроэнергии в Европейско-Уральской зоне и в Сибири. Предполагаемая длительность РДД, необходимая для адаптации потребителей к условиям работы в конкурентном секторе, принята равной 3-5 годам. Причем по мере развития конкурентного рынка объемы РДД будут посто янно уменьшаться.
Концепция РДД отличается такими особенностями, как
Для определения дифференцированных условий участия в РДД по срокам и объемам выделяются три группы покупателей:
Двухставочный тариф на электроэнергию, поставляемую по РДД, рассчитывается по специальной формуле, предусматри вающей ежегодную динамику цены на весь срок договора (т.е. цена ежегодно обновляется). Цена учитывает такие факторы, как стоимость топлива, цены в конкурентном секторе, коэффи циент инфляции.
Для покупателей по РДД первой и второй групп составляется пакет договоров с несколькими различными поставщиками. В каждом договоре цена равна указанной выше цене поставщика. Такой пакет договоров заключается один раз на соответствующий срок действия РДД.
Для покупателей третьей группы РДД с поставщиками заключаются на объемы производства, «оставшиеся» после обе спечения договорами покупателей групп 1 и 2.
Важно, что покупатель имеет право выбирать между по купкой электроэнергии по РДД и в конкурентном рынке (в том числе балансирующем), он может отказаться от всего портфеля РДД или уменьшить объемы покупки на весь период действия РДД, тем самым, увеличив долю своего участия в конкурентном секторе.
Розничный рынок электроэнергии
Основными участниками розничного рынка являются [18]:
технологически изолированных тер риториальных энергосистемах;
8) администратор региональной торговой системы.
Следует подчеркнуть, что создание полноценного конкурент ного розничного рынка основывается прежде всего на появле нии многочисленных энергосбытовых компаний, конкурирую щих между собой в условиях свободного выбора потребителем поставщика услуг по энергоснабжению. Причем интенсивность конкуренции на розничном рынке непосредственно влияет на эффективность функционирования оптового рынка и динамику цен на электроэнергию на этом рынке.
Рассмотрим наиболее важные особенности розничного рын ка электроэнергии.
Гарантирующий поставщик. Обязан заключать догово ры энергоснабжения (купли-продажи электроэнергии) в своей зоне деятельности с любым обратившимся к нему покупателем, а также с потребителями-гражданами (в том числе и по при чине отказа в обслуживании энергосбытовой организацией). В общем случае зона деятельности гарантирующего поставщика (ГП) - территория субъекта Федерации.
Необходимость в данном субъекте рынка вызвана особенностя ми переходного периода: относительно низкой платежеспособнос тью некоторых групп потребителей и отсутствием эффективных независимых энергосбытовых компаний, способных обеспечивать надежность поставок электроэнергии на розничном рынке.
Статус ГП присваивается коммерческой организации по ито гам открытого конкурса. Конкурсная комиссия оценивает заяв ки участников, учитывая прежде всего такие показатели, как
•совокупная величина годового дохода, который желает получать участник;
• величина собственного капитала;
•плотность размещения подразделений на обслуживаемой территории.
Отметим, что временно (до проведения конкурса или в слу чае невыявления победителя) функции ГП могут быть возложе ны на территориальную сетевую организацию.
Гарантирующий поставщик приобретает электроэнергию на оптовом рынке и (или) на розничном у производителей-владель цев генерирующего оборудования. Поставка электроэнергии по требителям может осуществляться как по регулируемым, так и по свободным ценам. Но в отношении населения - только по регулируемым тарифам. Для этого ГП использует РДД на оптовом рынке. Сбытовая надбавка ГП всегда регулируется.
Энергосбытовые компании. Осуществляют поставку элек троэнергии по нерегулируемым ценам, которые не должны пре вышать предельные уровни, устанавливаемые федеральным регулятором.
Покупатели свободны в выборе поставщиков электроэнер гии из числа энергосбытовых компаний (ЭСК); последние име ют право отказа в обслуживании, если не заинтересованы в дан ном клиенте.
Энергосбытовая организация покупает электроэнергию на оптовом рынке (в конкурентном или регулируемом секторе), если она соответствует статусу участника оптового рынка по установ ленным критериям. В противном случае она может приобрести необходимые объемы по двусторонним договорам с другими энергосбытовыми компаниями либо у гарантирующего постав щика, а также на организованных торгах на розничном рынке.
Энергосбытовые компании (так же, как и ГП) несут перед по купателями ответственность за надежное и бесперебойное обе спечение их электроэнергией. В частности, на них возлагается ответственность за действия системного оператора, сетевых ор ганизаций, производителей электроэнергии, явившиеся причи ной полного или частичного ограничения режима потребления (за исключением особо регламентированных случаев). При этом энергосбытовая организация вправе требовать привлечения ука занных субъектов к урегулированию споров и подавать иск по возмещению нанесенного потребителю ущерба.
У энергосбытовой компании по сравнению с бывшими сбы товыми подразделениями АО-энерго появляются следую щие новые функции:
анализ и прогнозирование ежесуточного потребления;
закупка энергии на оптовом рынке;
ценообразование;
маркетинг, дополнительные услуги;
казначейское исполнение, финансовое управление, пла нирование сбытовой деятельности, бухгалтерский учет, юридическое обеспечение.
Управление ЭСК разделено в соответствии с видами испол няемых бизнес-процессов на следующие блоки:
экономики и управления (управляющие бизнес-процессы);
сбыта (часть базовых бизнес-процессов, связанных с реа лизацией энергии);
закупок и технологии (часть базовых бизнес-процессов, связанных с приобретением энергии);
• общехозяйственный (обеспечивающий бизнес-процессы).
Наряду с созданием ЭСК, выделенных из структуры АО-энерго, предполагается появление на розничных рынках мно гочисленных независимых ЭСК, исторически не связанных с электрическими сетями. Таким образом, будет формироваться конкурентная среда; при этом сбытовые надбавки («цены по ставок») выводятся из сферы регулирования. Теоретически ЭСК может одновременно действовать в любом регионе и об служивать неограниченное количество потребителей, получив лицензию на торговую деятельность.
Для осуществления своей деятельности ЭСК придется заклю чать многосторонние контракты различных типов. Они должны также иметь право команды на отключение сетевой компанией потребителей при злостных нарушениях ими платежной дисци плины и иных договорных обязательств.
Надо предвидеть и обратную сторону жесткой конкуренции: слияние и поглощение небольших ЭСК. Ведь крупные органи зации имеют более низкие удельные издержки и большие воз можности заключения выгодных (двусторонних) контрактов на оптовом рынке. Отсюда следует, что потребуется специаль ное государственное регулирование потребительских рынков, направленное на поддержание общественно необходимой кон курентной среды в сфере торговли электроэнергией.
Многоаспектная деятельность по поиску наиболее эффектив ных производителей, большие объемы работы с потребителями, современные требования к технической оснащенности бизнеса существенно повышают средние издержки независимых ЭСК. В итоге это приведет к увеличению сбытовой компоненты в по требительских тарифах, по крайней мере, на начальной стадии либерализации розничных энергетических рынков.
Услуги по передаче электрической энергии. Предоставля ются электросетевыми компаниями на основании договоров, за ключаемых потребителями, самостоятельно или в их интересах ГП и энергосбытовыми организациями.
В результате реструктуризации электросетевого комплекса образуются региональные распределительные компании (РК), обеспечивающие передачу электроэнергии конечным потре бителям на напряжениях от 0,4 кВ до 110 кВ. Основными их функциями являются:
• строительство, эксплуатация, обслуживание сетей общего
пользования;
подключение к сети потребителей;
определение совместно с потребителями взаимных требо ваний по надежности и качеству поставок электроэнергии и их соблюдение; оперативное взаимодействие с потреби телями в этой части;
оперативное управление распределительной сетью;
сведение фактического баланса электроэнергии и участие в формировании плановых балансов; контроль за потеря ми электроэнергии в сетях;
отключение неплатежеспособных потребителей по запро су сбытовой компании или генерирующего поставщика;
функции по учету (могут выполняться специально созда ваемым оператором коммерческого учета).
При осуществлении своих функций и ведении бизнеса РК вступает в разнообразные договорные и финансовые взаимоот ношения с различными субъектами розничного и оптового рын ков электроэнергии (рис. 1.11) [7], среди которых
потребители электроэнергии;
энергосбытовые компании (ЭСК);
производители энергии (генераторы), подключенные к се тям РК;
Федеральная сетевая компания (ФСК) и ее подразделе ния;
системный оператор оптового рынка (СО);
- администратор торговой системы оптового рынка (АТС).
Рис. 1. 11 Договорно-финансовая модель внешних отношений распределительной компании
Бизнес РК подразделяется на два вида: регулируемый и нере гулируемый. Первый связан с выполнением РК своих основных естественно-монопольных функций; второй - с конкурентными функциями, осуществляемыми на рынках соответствующих услуг. Для этого из структуры РК выделяются сервисные бизнес-струк туры, специализирующиеся на определенных видах деятельности. Примерная структура бизнеса РК приведена в табл. 1.3.
Таблица 1.3. Структура бизнеса электросетевой компании
|
Регулируемый бизнес (собственно РК) |
Нерегулируемый бизнес (сервисные компании) |
|
Естественно-монопольные функции |
Конкурентные функции |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Цены на услуги РК регулируются соответствующими орга нами. В частности, это относится к тарифу на присоединение к сети, тарифу на распределение электроэнергии, стоимости отключения потребителей и платы за услуги по учету электро энергии (в отсутствие специализированного оператора коммер ческого учета).
Тариф на распределение устанавливается регулятором в общем случае с учетом производственных затрат РК, затрат на компенсацию нормативных потерь, затрат на диспетчирование, инвестиций в развитие региональных сетей (городских, район ных) и нормативной прибыли от регулируемой деятельности. Другие доходы РК может иметь от нерегулируемых бизнесов (сервисных компаний) и штрафов и компенсаций за выявлен ные коммерческие потери. Размер платы зависит от уровня пи тающего напряжения, требуемого для данного потребителя.
Сетевые компании несут ответственность за потери элек троэнергии в сетях. Сверхнормативные потери они должны оплатить за счет своих средств. В то же время РК имеет право контролировать электропотребление в своих сетях, предъявляя требования к приборам учета потребителей, инспектируя их по казания, выставляя санкции потребителям и ЭСК.
Производители и потребители электроэнергии. Произ водители, не получившие по критериям мощности или другим условиям статус участника оптового рынка, будут продавать электроэнергию (мощность) в розничном рынке только гаран тирующему поставщику, в границах зоны деятельности которо го они расположены, по регулируемым тарифам.
Потребители на розничном рынке, имеющие в собственно сти генерирующее оборудование, имеют право продавать из лишки электроэнергии собственной выработки на условиях, установленных для производителей, не являющихся участника ми оптового рынка.
Торговля по нерегулируемым ценам. Купля-продажа элек троэнергии по нерегулируемым (свободным) ценам на рознич ном рынке может осуществляться ГП, энергосбытовыми компа ниями и потребителями по двусторонним договорам, а также на организованных торгах.
Организованные торги проводит администратор региональ ной торговой системы; торги осуществляются в зоне деятель ности ГП.
Участниками торгов, кроме ГП, энергосбытовых компаний и потребителей, могут быть производители-продавцы как име ющие статус участника оптового рынка, так и не являющиеся таковым.
По итогам торгов заключаются договоры, одной из сторон которых выступает ГП. Объемы и цены в указанных договорах должны соответствовать показателям, установленным по ре зультатам торгов.
Таким образом, потребитель на розничном рынке может вы бирать между приобретением электроэнергии по нерегулируе мым ценам через ГП, участием в организованных торгах и (или) заключением договоров с энергосбытовыми компаниями.
Из первой главы можно сделать некоторые выводы:
1. общая для всех стратегия реформ заключается в либерализации электроэнергетических рынков: переходе от закрытого монопольного рынка к открытому, конкурентному рынку энергии и мощности;
2. при либерализации электроэнергетических рынков и формировании конкурентной среды первостепенной значение имеет учет фактора надежности энергоснабжения (проведение своевременных и качественных ремонтов оборудования);
3. в новой Российской модели рынка электроэнергетики возрастает функционирование рынка, также возрастает количество его участников, которые взаимодействуют на основании многосторонних контрактов.
4. обязательное присутствие регулирующих и антимонопольных органов, ведущих регулярный мониторинг конкурентных
4.5 Тарифное регулирование в РФ.
Цена – это фундаментальная экономическая категория, которая представляет собой денежную стоимость единицы товара. Цена – это количество денег, за которое продавец согласен купить, а покупатель купить товар.
Ценообразование – процесс формирования цен на товары, характеризуемый методами, способами установления цен. Различают две основные системы ценообразования: рыночное ценообразование на основе взаимодействия спроса и предложения и централизованное государственное ценообразование на основе назначения цен государственными органами. Характер взаимодействия спроса и предложения определяется типом модели рыночных отношений. В энергетической отрасли действуют оба способа ценообразования.
В электроэнергетической отрасли функционирует система энергорынков: потребительский, оптовый (ФОРЭМ), организованный конкурентный.
На потребительском и оптовом энергорынках ценообразование осуществляется в форме тарифного регулирования специальными государственными органами: Региональными энергетическими комиссиями (РЭК) и Федеральной энергетической комиссией (ФЭК).
На конкурентном рынке под влиянием ценовой конкуренции устанавливается равновесная цена.
Реализации тепловой энергии осуществляется через потребительский и локальный рынки. Оба рынка регулируются Региональными энергетическими комиссиями.
Цены на энергетическую продукцию называют тарифами (по аналогии с отраслями, оказывающими услуги производственного характера: связь и транспорт). Тарифы, или тарифные ставки устанавливаются дифференцированно по видам потребителей (население, сельское хозяйство, промышленность, общественные организации) и в зависимости от режима энергопотребления.
Ценообразование на энергетическую продукцию, как и на любую другую, происходит по определенным экономическим законам. Любой производитель должен получить за свою продукцию такую сумму, чтобы покрыть издержки производства и получить минимальную прибыль – для обновления оборудования, развития производства и т.д. Тогда цена на продукцию энергохозяйства, называемая ценой производства Ц, руб./ед.прод., может быть представлена как сумма себестоимости s и минимальной прибыли Пн:
, где - нормативная прибыль
Когда промышленная энергетика выходит на внешний рынок (оказание ремонтных услуг, продажа газа в баллонах и т.д.), то вступает в силу экономические законы максимальной прибыли.
Если продается один вид энергии, то цена на нее определяется по формуле:
Где Цв – цена энергии для сторонних потребителей, руб./ед.энергии;
И - годовые издержки энергохозяйства предприятия при производстве энергии;
данного вида энергии, руб./год;
Эз – количество энергии, отпускаемое заводским потребителям по
цене Цз;
Цз – тариф внутризаводской, который устанавливается исходя из
минимальной прибыли;
Эб – количество энергии, отпускаемое бюджетным и коммунально-
бытовым потребителям по цене Цб;
Пр – расчетная прибыль,
Эв – годовое количество энергии, произведенной промышленным
предприятием.
Тариф на электроэнергию, который устанавливается в соответствии с характером образования себестоимости (постоянные и переменные расходы) называется двухставочным тарифом.
, где
- основной тариф (ставка за мощность, руб/кВт. мес.), за 1 кВт заявленной мощности.
- заявленная мощность, кВт.
- дополнительный тариф (ставка за единицу потребленной энергии), руб./кВтч.
- объем потребления энергии, кВтч.
Применение двухставочного тарифа, во-первых, обеспечивает покрытие условно-постоянных расходов производителей электроэнергии, во-вторых, стимулируется сглаживание графика нагрузки потребителей.
Уплотнение графика электрической нагрузки потребителей приводит к повышению числа часов использования генерирующего оборудования, надежности электроснабжения за счет роста эксплутационного резерва и снижению себестоимости производства энергии за счет уменьшения условно-постоянной составляющей вследствие чего происходит снижение среднего тарифа за потребленную электроэнергию. Это легко видеть из анализа формулы двухставочного тарифа:
, т.к. , где
число часов использования заявленной мощности,
Для мелких промышленных предприятий с присоединенной мощностью менее 750 кВА, и других потребителей при расчетах за электроэнергию установлены одноставочные тарифы. Плата за электроэнергию рассчитывается по формуле:
,где
Тд – ставка за единицу потребленной энергии, руб./кВтч;
Эг – количество потребленной за год энергии, кВтч.
В настоящее время для коммунально-бытовых потребителей, оснащенных специальными счетчиками, введены дифференцированные тарифы для дневного и ночного потребления электроэнергии.
В ближайшее время планируется ввести многоставочные тарифы и для промышленных объектов. Повышенная плата будет установлена за потребление в часы прохождения максимума суточного графика электрических нагрузок и льготное потребление в ночные часы.
В этом случае плата составит:
, где
- энергопотребление и сниженный тариф в период максимума графика нагрузки потребителей.
- энергопотребление и тариф в период минимальной нагрузки (ночью) соответственно;
- годовое потребление электроэнергии;
- средний тариф за потребленную электроэнергию:
Введение многоставочных тарифов приводит к выравниванию графика энергопотребления, что существенно улучшает условия и технико-экономические показатели работы энергопроизводителей.
Тарифы в настоящее время дифференцированы и в зависимости от напряжения. Для высокого напряжения тарифы ниже.
Система формирования тарифов на тепло и электроэнергию. В настоящее время действуют Федеральный закон о государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации N 41-ФЗ от 14 апреля 1995 года и Постановление Правительства Российской Федерации от 2 апреля 2002 г. N 226 о ценообразовании в отношении электрической и тепловой энергии.
В соответствии с существующим законодательством, тарифы формируются затратным методом. Тарифы должны быть справедливыми и экономически обоснованными. Несмотря на то, что каждая станция системы самостоятельно и независимо от других станций формирует смету своих затрат и составляет калькуляцию, прибыль, заложенная в тариф, распределяется по всей системе.
Возможно установление предельных уровней тарифов, включая предельные уровни тарифов для населения. Предельные уровни на электрическую и тепловую энергию, поставляемую энергоснабжающими организациями потребителям, устанавливаются Правительством Российской Федерации ежегодно до принятия Государственной Думой проекта закона о федеральном бюджете на очередной финансовый год. Тарифы вводятся в действие с начала указанного года. Указанные предельные уровни тарифов могут быть установлены Правительством Российской Федерации с календарной разбивкой, разбивкой по категориям потребителей с учетом региональных и иных особенностей.1
Государственное регулирование тарифов может проводиться отдельно в отношении электрической энергии, поставляемой населению в пределах социальной нормы потребления и сверх социальной нормы потребления. При установлении для отдельных потребителей льготных тарифов на электрическую и тепловую энергию, повышение тарифов на электрическую и тепловую энергию для других потребителей не допускается.2
Тарифы (цены) на электроэнергию энергию, поставляемую потребителям (за исключением тарифов продажи по прямым договорам) устанавливаются по группам потребителей одновременно в трех вариантах:
Экономически обоснованным уровнем тарифа (цены) признается тариф, обеспечивающий компенсацию экономически обоснованных расходов и получение прибыли, определяемыми в соответствии с Основами ценообразования. 3
По потреблению электрической энергии (мощности) потребители делятся на тарифные группы, критерии групп потребителей утверждает Комиссия.
1 группа. Базовые потребители
Базовые потребители – потребители со средним за период регулирования значением заявленной (или расчетной) мощности, равной или более 250 МВт и числом часов использования заявленной мощности более 7000. Среднее за период регулирования значение заявленной (или расчетной) мощности Nзаявл рассчитывается на основании помесячных максимальных заявленных мощностей потребителя по формуле:
N заявл = S N заявл m (1)
М
где:
М – количество месяцев в периоде регулирования;
Nзаявл m – заявленная (расчетная) мощность в месяце m, считая от первого месяца в периоде регулирования.
В зависимости от региональных особенностей структуры электропотребления потребителей, Комиссия может по представлению региональной комиссии:
- повысить значение заявленной мощности потребителей в целях отнесения их к группе 1;
- понизить значение заявленной мощности потребителей в целях отнесения их к группе 1 – в случае отсутствия на территории субъекта Российской Федерации потребителей с заявленной мощностью равной или более 250 МВт.
2 группа. Бюджетные потребители. Бюджетные потребители – организации, финансируемые за счет средств соответствующих бюджетов.
3 группа. Население
4 группа. Прочие потребители
Тарифы на передачу электрической энергии дифференцируются по трем уровням напряжения:
- высокое (110 кВ и выше);
- среднее (35-1 кВ);
- низкое (0,4 кВ и ниже).
При наличии экономического обоснования с учетом региональных особенностей структуры электропотребления тарифы на электрическую энергию для потребителей 2 и 3 групп (бюджетные потребители и население) могут рассчитываться на одном уровне для каждой из указанных групп.
Группы потребителей по устанавливаем тарифам на тепловую энергию (мощность):
1 группа. Бюджетные потребители. Бюджетные потребители – организации, финансируемые за счет средств соответствующих бюджетов.
2 группа. Прочие потребители.
Тарифы на тепловую энергию устанавливается раздельно по следующим видам теплоносителей:
горячая вода;
- отборный пар давлением:
от 1,2 до 2,5 кг/см2
от 2,5 до 7,0 кг/см2
от 7,0 до 13,0 кг/см2
свыше 13,0 кг/см2;
острый и редуцированный пар.
При расчетах тарифов на электрическую и тепловую энергию (мощность), отпускаемую энергоснабжающими организациями другим энергоснабжающим организациям последние рассматриваются в качестве потребителей с установлением для них тарифов на электрическую и тепловую энергию (мощность) с учетом положений, изложенных в Методических указаниях.4
Экономически обоснованный тариф (цена) на тепловую энергию, предлагаемый ПЭ на рынок тепловой энергии, определяется по формуле:
Ттгк(ср)= НВВт/Qотп (руб/Гкал), (2) где:
НВВт – необходимая валовая выручка на производство тепловой энергии (с учетом стоимости покупной тепловой энергии для производственных и хозяйственных нужд НВВ п. н.);
Qотп –отпуск тепловой энергии в сеть.
Тариф (цена) продажи тепловой энергии от ЭСО рассчитывается единым для всех потребителей (покупателей) данного ЭСО или дифференцируется по узлам теплоснабжения, включающих в себя единую (неразрывную) систему тепловых сетей, питаемую от одного или нескольких тепловых источников (ТЭЦ, котельных) с единым тепловым и водным балансами, с учетом климатических особенности соответствующей местности.
Основой для дифференциации тарифов по узлам теплоснабжения является принцип привязки потребителя, в силу определенных технологических ограничений по передаче тепловой энергии, к определенному теплоисточнику или теплоисточникам.
Расчет тарифов предусматривает определение двухставочных тарифов в качестве базы для установления тарифов на тепловую энергию для всех потребителей.
Расчет двухставочного тарифа продажи тепловой энергии производится путем разделения необходимой валовой выручки на производство тепловой энергии и на содержание мощности. При этом, при расчетах за покупную энергию по двухставочным тарифам, в расчет условно-постоянных расходов ЭСО включаются расходы на покупку мощности (по ставке тарифа за мощность) и в расчет переменных составляющих расходов включаются расходы на покупку энергии (по ставке тарифа на тепловую энергию). В случае расчетов за покупную энергию по одноставочному тарифу- 40% стоимости покупки относится к условно-постоянным расходам, 60% - к условно-переменным расходам.
Если узел теплоснабжения имеет несколько тепловых источников (электростанций, котельных), то тариф продажи тепловой энергии в данном узле устанавливается на уровне средневзвешенного тарифа, рассчитанного на основании расчетных тарифов продажи тепловой энергии (мощности) для каждого теплоисточника, входящего в узел теплоснабжения.
В случае расчета на потребительском рынке тепловой энергии тарифов на тепловую энергию, дифференцированных по узлам теплоснабжения, калькуляция расходов производства тепловой энергии и распределение балансовой прибыли, принимаемой при установлении тарифов, а также расчеты полезного отпуска тепловой энергии, среднего уровня одноставочных тарифов на тепловую энергию, ставок платы за тепловую мощность, дифференцированных ставок платы за тепловую энергию осуществляются отдельно по каждому узлу теплоснабжения.
В случае расчета тарифов на тепловую энергию (мощность) в целом по юридическому лицу приведенные ниже расчетные формулы применяются в целом к юридическому лицу, представляющем собой один узел теплоснабжения.
Необходимая валовая выручка от продажи тепловой энергии i-ого теплового узла первоначально рассчитывается по двухставочным тарифам:
, (3) где:
- ставка платы за тепловую мощность по i-ому тепловому узлу, руб/(Гкал/ч);
- заявленная (расчетная) часовая тепловая нагрузка (мощность) потребителей i-ого теплового узла, Гкал/ч;
- ставка платы за тепловую энергию по i-ому тепловому узлу, руб/Гкал;
- отпуск теплоэнергии по i-ому тепловому узлу, тыс.Гкал
Общехозяйственные условно-постоянные расходы и прибыль предприятий регулируемой организации, входящих в состав i-го теплового узла, относятся на i-й тепловой узел в соответствии с долей условно-постоянных расходов данного теплового узла в общей сумме условно-постоянных расходов регулируемой организации, отнесенных на производство тепловой энергии.
Расчет дифференцированных ставок платы за тепловую энергию в виде пара и горячей воды, отпускаемой из i-го теплового узла осуществляется следующим образом:
определяется значение ставки за тепловую энергию для i-го теплового узла, устанавливаемой, исходя из условия компенсации переменных затрат на производство требуемого объема теплоэнергии на тепловых источниках, входящих в тепловой узел регулируемой организации (топливные затраты);
производится дифференциация тарифов по виду теплоносителя (пар, горячая вода), осуществляемая в соответствии с энергетической ценностью отпускаемого тепла и учитываемая безразмерными коэффициентами, которые выражаются в относительных единицах и рассчитываются на основе эксергетического метода разделения затрат по видам отпускаемой энергии.
Обеспечение открытости и доступности для потребителей, в том числе для населения, информации о рассмотрении и об утверждении тарифов в соответствии со стандартами раскрытия информации, установленными Правительством Российской Федерации и предусматривающими обязательность опубликования раскрываемой информации в официальных средствах массовой информации, в которых в соответствии с федеральными законами и законами субъектов Российской Федерации публикуются официальные материалы органов государственной власти (в ред. Федерального закона от 26.03.2003 N 38-ФЗ).5
Субсидирование промышленными потребителями населения и бюджетных организаций искажает действие рыночных механизмов, задаёт ложные ориентиры хозяйствующим субъектам, ведёт в ухудшению финансового состояния этих субъектов.
Важно помнить, что перекрёстное субсидирование- не прихоть законодателей, а вынужденная мера социальной политики и решить эту проблему возможно лишь при условии стабильного роста экономики России, а следовательно и роста благосостояния граждан. Существование социально незащищённых и малообеспеченных слоёв населения не позволяет применять реальные, экономически обоснованные тарифы для всех потребителей, поскольку это может повлечь увеличение числа людей, живущих за чертой бедности. Но как представить рост промышленности, если предприятия вынуждены частично оплачивать потреблённую населением энергию. Разрешение этого противоречия необходимо для дальнейшего развития как энергетики, так и экономики России в целом.
Вопросы для повторения:
Интегрированная энергокомпания
производство
передача
сбыт
Собственные потребители
Конкуренция на оптовом рынке
Генерирующая компания А
Генерирующая компания В
Генерирующая компания C
Генерирующая компания D
Национальная сетевая компания
Распределительная компания А
аспределительная компания В
Распределительная компания С
Конкуренция на розничном рынке
Сбытовая компания А
Сбытовая
компания В
Сбытовая компания С
Потребители
региона В
Потребители региона А
Потребители региона С
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ РЫНОК
ИНФРАСТРУКТУРА
СФЕРА КОНКУРЕНЦИИ
Администратор торговой сети
Системный оператор ЕЭС
Федеральная сетевая компания
Холдинг межрегиональных распределительных сетевых компаний
Тепло- и гидро- ОГК
ТГК
Атомные электростанции
Прочие генерации
Долгосрочный рынок двусторонних договоров
Краткосрочный рынок «на сутки вперед»
Балансирующий рынок
Заявки продавцов
600
500
400
300
200
100
0
800
700
600
500
400
300
200
100
0
Заявки покупателей
Цена, руб./МВт*ч
Объем, МВт*ч
Спрос
Предложение
Руб./МВт*ч
МВт*ч
Электроэнергия, проданная
«на сутки вперед»
Равновесная цена рынка
Заявки поставщиков
Заявки покупателей
Цена балансирующего рынка
ОБЪЕМ БАЛАНСИРУЮЩЕГО
РЫНКА
РЕЗЕРВ
Спрос, не удовлетворенный из-за низкой цены
Невостребованное дорогое предложение
Электроэнергия
Цена
РК
Генерация
ЭСК
Потребители
АТС
ФСК/ другая РК
СО
Договор компенсации потерь
Выплаты за потери
Договор предоставления сетевых услуг
Поступления (выплаты) за сетевые услуги
Договор на диспетчерские услуги
Выплаты за диспетчирование
Договор подключения
Поступления за подключение
Договоры предоставления сетевых услуг
Поступления за сетевые услуги
Договор подключения
Выплаты за подключение
1 Постановлением Правительства Российской Федерации от 2 апреля 2002 г. N 226
2 Постановлением Правительства Российской Федерации от 2 апреля 2002 г. N 226
3 Постановление Федеральной энергетической комиссии Российской Федерации от «31» июля 2002 г. №49-э/8
4 Постановление Федеральной энергетической комиссии Российской Федерации от «31» июля 2002 г. №49-э/8
5 Постановление Федеральной энергетической комиссии Российской Федерации от «31» июля 2002 г. №49-э/8