курс лекций. курс лекций Экономика энергетики. Курс лекций по дисциплине Тема Топливноэнергетический комплекс (тэк) и его организационнопроизводственная структура
 Скачать 1.76 Mb.
|
|
8.2. Методика расчета потребительских тарифов на энергию На территории Российской Федерации поставки электрической и тепловой энергии всем потребителям и оказание услуг на потребительском рынке электроэнергии и мощности осуществляются по тарифам (нормативам), утвержденным в соответствии с законом "О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации", а также в соответствии с порядком ценообразования, установленным Правительством Российской Федерации, и методическими указаниями, утвержденными Федеральной комиссией. Региональные энергетические комиссии (РЭК) в соответствии с действующим законодательством несут ответственность за экономическую обоснованность величин утверждаемых ими тарифов (нормативов), за своевременность их введения, а также за разглашение сведений, составляющих коммерческую тайну. Базой для расчетов по обоснованию и регулированию тарифов на электрическую энергию (мощность) и тепловую энергию (мощность) является баланс электрической энергии (мощности) энергоснабжающей организации, разработанный исходя из утвержденного Федеральной комиссией баланса производства и поставок электрической энергии (мощности) в рамках Единой энергетической системы России по субъектам ФОРЭМ (баланс электроэнергии и мощности ФОРЭМ). В процессе рассмотрения и утверждения тарифов на электрическую энергию (мощность) и тепловую энергию (мощность) энергоснабжающая организация представляет на рассмотрение РЭК предложения по утверждению тарифов на электрическую и тепловую энергию, включающие: • определение (экономическое обоснование) общей потребности в финансовых средствах (себестоимости и прибыли) по регулируемым видам деятельности на период регулирования; • определение видов и объемов продукции (услуг) в натуральном выражении, поставляемых энергоснабжающей организацией потребителям по регулируемой деятельности; • распределение общей потребности в финансовых средствах (себестоимости и прибыли) между видами продукции по регулируемой деятельности; • расчет тарифов (размера платы за услуги): среднего по энергоснабжающей организации и по группам (категориям) потребителей. Экономическое обоснование общей потребности в финансовых средствах (себестоимости и прибыли) энергоснабжающих организаций по регулируемым видам деятельности производится ими исходя из действующих норм и нормативов расходования топлива, основных и вспомогательных материалов для эксплуатационных и ремонтных нужд и прогнозируемых цен и тарифов. По результатам рассмотрения представленных энергокомпанией материалов Региональная энергетическая комиссия утверждает тарифы на электрическую энергию (мощность) и тепловую энергию (мощность) по категориям (группам) потребителей региона, обслуживаемого данной энергоснабжающей организацией. Исходя из общей потребности в финансовых средствах на деятельность по энергоснабжению потребителей (Д), определяется потребность в финансовых средствах на деятельность по производству, передаче и распределению электрической энергии (мощности):  , (8.2.1)где ДЭ- потребность в финансовых средствах на деятельность по производству, передаче и распределению электроэнергии; Д - общая потребность в финансовых средствах энергоснабжающей организации по регулируемым видам деятельности; ДТЭ - потребность в финансовых средствах на деятельность по производству, передаче и распределению теплоэнергии; ДЕЭС - стоимость услуг энергоснабжающей организации по обслуживанию электрических сетей РАО "ЕЭС России" и услуг, связанных с поддержанием надежного энергоснабжения потребителей, выведенных на ФОРЭМ. Средние тарифы на электрическую и тепловую энергию, отпускаемую потребителям региона от энергоснабжающей организации, определяются следующим образом. Средний тариф на электрическую энергию (  ): ,pyб/кBт∙ч, (8.2.2)гдеДотп - стоимость электрической энергии и мощности, поставляемой энергоснабжающей организацией на оптовый рынок, млн. руб; Эотп - полезный отпуск электроэнергии потребителям от энергоснабжающей организации, включая отпуск электроэнергии потребителям-перепродавцам, млн. кВт∙ч. Средний тариф на тепловую энергию (  ): тыс.руб/Гкал, (8.2.3)где Qотп - полезный отпуск тепловой энергии потребителям от энергоснабжающей организации, включая отпуск теплоэнергии потребителям-перепродавцам, тыс.Гкал. Процедура расчета тарифов на электрическую энергию предусматривает определение двухставочных тарифов в качестве базы для утверждения тарифов для всех категорий и групп потребителей (для применяющих как двухставочные, так и одноставочные тарифы). В общем виде плата за потребляемые электрическую мощность и электрическую энергию (R ;) i-го потребителя определяется по формуле  , (8.2.4)где  - ставка тарифа за мощность для i-го потребителя нa j-м диапазоне напряжений, руб/кВт;  - ставка тарифа за энергию, руб/(кВт∙ч); Эij - объем потребления электроэнергии, кВт∙ч; j - диапазон напряжения для данной категории потребителей (ВН, СН, НН).Среднее за период регулирования значение заявленной (или расчетной) мощности  расшатывается на основании помесячных максимальных заявленных мощностей потребителя по формуле , кВт (8.2.5)где п - количество месяцев в периоде регулирования; Рn - заявленная (расчетная) мощность в месяце n, считая от первого месяца в периоде регулирования. Значение ставки тарифа за электрическую мощность (  ) для i-й категории потребителей рассчитывается таким образом, чтобы обеспечивалась компенсация обоснованных условно-постоянных затрат энергоснабжающей организации по поддержанию данной мощности (генерирующих источников, электрических сетей и подстанций) в работоспособном состоянии в течение всего периода регулирования (вне зависимости от плотности графика нагрузки i-й категории потребителей) и достигалось формирование обоснованного размера прибыли.Значение ставки тарифа за электроэнергию (  ) для i-го потребителя рассчитывается, исходя из условия компенсации переменных затрат энергоснабжающей организации по производству (приобретению), передаче и распределению требуемого объема электроэнергии (топливные затраты, часть затрат на покупную электроэнергию, потери в электрических сетях).Дифференциация среднеотпускного тарифа ( ) на тепловую энергию по категориям потребителей осуществляется на основе соблюдения следующих принципов:• соответствие тарифов, устанавливаемых для различных групп потребителей, реальным затратам энергоснабжающей организации по теплоснабжению данных потребителей; • равноприбыльность теплоснабжения различных групп потребителей. Этот тариф на тепловую энергию, отпускаемую потребителям из сетей энергоснабжающей организации, зависит также от удельных затрат на производство, передачу и распределение конкретных видов тепловой энергии: пара различных параметров и горячей воды. Процедура расчета тарифов предусматривает определение двухставочных тарифов в качестве базы для утверждения тарифов на тепловую энергию для всех категорий и групп потребителей (для применяющих как двухставочные, так и одноставочные тарифы). В общем виде плата за потребляемые тепловую мощность и тепловую энергию (  ) i-го потребителя определяется по формуле , (8.2.6)где  - -ставка тарифа за тепловую мощность для i-ro потребителя на j-м диапазоне параметров пара и горячей воды, руб/(Гкал/ч);  - расчетная мощность потребителя на j-м диапазоне параметров пара и горячей воды, Гкал/ч;  -ставка тарифа за теплоэнергию, руб/Гкал; Qij.− объем потребления теплоэнергии, Гкал; j − диапазон параметров теплоносителя для данной категории потребителей (пар, горячая вода).Среднее за период регулирования значение заявленной (или расчетной) тепловой мощности рассчитывается на основании помесячных максимальных заявленных мощностей потребителя по формуле ,Гкал/ч (8.2.7)где п - количество месяцев в периоде регулирования; Wn - заявленная (расчетная) тепловая мощность в месяце n, считая от первого месяца в периоде регулирования. Значение ставки тарифа за тепловую мощность ( ) для i-й категории потребителей рассчитывается таким образом, чтобы обеспечивалась компенсация обоснованных услов-нотюстоянных затрат энергоснабжающей организации по поддержанию данной мощности (источников тепла, паровых или тепловых сетей) в работоспособном состоянии в течение всего периода регулирования (вне зависимости от плотности графика нагрузки i-го потребителя) и достигалось формирование обоснованного объема прибыли.Значение ставки тарифа за тепловую энергию ( ) для i-го потребителя рассчитывается, исходя из условия компенсации переменных затрат, потерь в тепловых сетях.Рассчитанные двухставочные тарифы на тепловую энергию преобразовываются в одноставочные. Указанное преобразование осуществляется делением ставки тарифа за тепловую мощность i-го потребителя (категории потребителей) на соответствующее число часов использования его максимальной (расчетной) тепловой мощности с последующим суммированием полученного значения со ставкой платы за тепловую энергию:  , (8.2.8)где  - число часов использования максимальной (расчетной) мощности i-го потребителя в расчетный период.8.3. Основные направления совершенствование тарифов За годы перехода к рынку в энергетике России возник комплекс проблем препятствующих повышению эффективности ее функционирования. Одной и них является несовершенство тарифной системы. Повышение экономически эффективности отрасли возможно путем создания условий, вынуждающих монополию искать пути сокращения издержек производства, уменьшения цены и. товарную продукцию. Основные направления их снижения - введение конкуренции поставщиков электроэнергии на ФОРЭМ между собой и поставщике электроэнергии на ФОРЭМ с региональными ЭСО за крупных потребителей. В этой связи совершенствование тарифной системы должно включать следующие мероприятия: 1. Установление тарифов, обеспечивающих безубыточное функционирование предприятий энергетики и отражающих все затраты на производство передачу и распределение электроэнергии. Учету подлежат и затраты потребителя на управление режимами электропотребления и выравнивание график. нагрузки. При этом должна быть введена более глубокая, по сравнению с существующей, дифференциация тарифов, стимулирующих конечных потребителей (в первую очередь промышленных) к уменьшению нагрузки в пиковой зоне. Подразумевается и приведение тарифов для различных групп потребителей в соответствие с реальными затратами, отмена дотирования населения и других групп потребителей за счет промышленности. Одновременно устанавливается адресная поддержка малообеспеченных слоев населения на основе более точного учета социальных льгот и гарантий, предусмотренных отраслевыми тарифными соглашениями и договорами. 2. Совершенствование коммерческого взаимодействия субъектов регионального рынка электроэнергии. Для стабилизации финансового положения организаций электроэнергетики необходимо принятие достаточно жестких мер. Одним из направлений является упразднение промежуточных звеньев в энергоснабжении потребителей и передача функций энергоснабжения от потребителей-перепродавцов региональным АО-энерго. Другим - приведение тарифных ставок в соответствие с реальными затратами на транспорт электроэнергии и обслуживание электроустановок конечных потребителей (КП). При этом обеспечивается возможность контроля расчетов тарифных ставок и мероприятий по снижению затрат на услуги по передаче электроэнергии КП. Учет в тарифах зарождающейся на ФОРЭМ конкуренции. Электростанциям - поставщикам электроэнергии на оптовый рынок необходимы четкиерекомендации по расчету плановых (договорных) показателей рабочей мощности и контролю за несогласованными с диспетчером отклонениями фактической мощности от плановой. Должна быть разработана шкала скидок и надбавок к тарифу на поставку мощности за отклонения от диспетчерского графика. Совершенствование инвестиционного механизма. В условиях нестабильности экономических отношений и трудностей реализации инвестиционных проектов за счет внешних источников основной задачей перспективного периода является совершенствование системы амортизационных отчислений, хранение этого источника инвестиций, особенно в условиях инфляции, возможно путем периодической переоценки основных фондов предприятий Разработка и внедрение новых механизмов и методов управления. Здесь имеется в виду планирование, регулирование и контроль со стороны энергетических компаний за использованием электроэнергии потребителем, ответствующие мероприятия включают в себя не только управление графим нагрузки, но и способствуют энергосбережению, что позволяет снизить системные издержки, прямо влияющие на тарифы, уменьшить затраты потребителей на покупку электроэнергии, повысить надежность электроснабжения и живучесть производственных систем. Учет требований надежности в договорных отношениях между субъектами оптового и регионального рынков электроэнергии и мощности. Попытка учета экономической природы надежности в централизованной системе с помощью понятия «народнохозяйственный ущерб» терпели неудачу из-за отсутствия равноправных экономических отношений между ЭСО и потребителем. Переход на договорные отношения позволяет отразить в них ответственность за надежное электроснабжение потребителей на обслуживаемой территории соответствующими сетевыми компаниями. В рыночных условиях при многообразии форм собственности в электроэнергетике и у потребителей принципиально меняются правовые основы и методы обеспечения требований надежности при формировании договорных отношений между субъектами рынков электроэнергии. Основополагающим принципом обеспечения надежности должен быть принцип равной экономической ответственности субъектов рынка как обеспечивающих поставку, транспорт и распределение электроэнергии, так и потребителей. При несоблюдении договорных значений показателей надежности (графика и (или) качества электроснабжения (электропотребления)) для потребителей снижается тариф, а для системы вводятся штрафные санкции. 7. Совершенствование законодательной и нормативной базы электроэнергетики с включением в нее сетевого кодекса, в котором отражались бы технико-экономические аспекты обеспечения надежности и разделение ответственности между субъектами рынка за необеспечение надежности, без чего ложны рыночные изменения в отрасли. 8.4. Прибыль и рентабельность в электроэнергетике При исчислении балансовой прибыли учитываются прибыль от реализации продукции, прибыль от прочей реализации, доходы по внереализационным операциям (за вычетом расходов по этим операциям). Прибыль от реализации продукции (товаров, работ, услуг) представляет собой разницу между выручкой от реализации продукции без налога на добавленную стоимость и затратами на производство и реализацию, включаемыми в себестоимость продукции:  , (8.4.1)где Vр− выручка от реализации продукции; Иоб − общие производственные издержки по реализованной продукции. В состав выручки от реализации продукции для энергетических объединений включается:  , (8.4.2)где Эi − количество электрической энергии отпущенной i-му потребителю; Цэi− средний тариф на электроэнергию по i-му потребителю; Qi− количество тепловой энергии отпущенной i-му потребителю; ЦТЭi− средний тариф на теплоту i-го потребителя; Сусл− стоимость услуг, оказанных сторонним организациям; Спр − реализация прочей продукции (побочной и сопутствующей). Для РАО «ЕЭС России» реализованная продукция складывается из абонентной платы за пользование сетями РАО и услугами ЦДУ, поступающей от энергосистем и стоимости продукции электростанций, входящих в состав РАО. Прибыль от прочей реализации − это прибыль, полученная от реализации основных средств и другого имущества энергопредприятия, промышленных отходов (шлаки и т.д.), нематериальных активов, ценных бумаг и т.п. Прибыль от прочей реализации определяется как разница между выручкой от реализации имущества и его остаточной стоимостью и затратами на реализацию. Доходы (расходы) от внереализационных операций включают: доходы, полученные от долевого участия в деятельности других предприятий; дивиденды по акциям (не собственным); доходы по облигациям и другим ценным бумагам, приобретенным энергопредприятием; поступления от сдачи имущества в аренду, а также другие доходы (расходы) непосредственно не связанные с производством продукции и ее реализацией, включая суммы, полученные и уплаченные в виде экономических санкций и возмещения убытков. В составе расходов по внереализационным операциям учитываются кроме перечисленного: расходы на содержание законсервированных производственных мощностей и объектов (кроме затрат, возмещаемых за счет других источников); убытки от списания дебиторской задолженности, по которой срок исковой давности истек, и других долгов, нереальных для взыскания; некомпенсируемые потери от стихийных бедствий. Сформированная таким образом прибыль − конечный обобщающий показатель деятельности энергосистемы. Чистая прибыль равна балансовой прибыли за вычетом налога на прибыль: Пч=Пб-Нпр, (8.4.3) где Пб − балансовая прибыль; Нпр − налог на прибыль. Энергообъединение уплачивает, как правило, налог на прибыль централизованно. Налог на прибыль, подлежащий к уплате РАО «ЕЭС России», распределяется по территориальным филиалам и отделениям пропорционально численности их работников. Уровень чистой прибыли определяется как отношение чистой прибыли к выручке от реализации. Чистая прибыль поступает в полное распоряжение предприятия. Оно самостоятельно определяет направления использования чистой прибыли с учетом положений устава предприятия. Вопросы формирования и распределения прибыли усложняются в случае объединения энергопредприятий в энергосистему. Это связано с тем, что расчеты с потребителями осуществляют службы Энергосбыта, являющиеся одним из подразделений АО-энерго. Поэтому объем реализованной продукции, оплаченной потребителями, может быть определен только на уровне энергосистемы. Здесь, же определяются показатели абонентской (дебиторской) задолженности потребителей. Расчет полной себестоимости энергетической продукции возможен также на уровне АО-энерго. Чистая прибыль энергосистемы после уплаты налогов направляется на формирование фондов накопления и потребления. Средства этих фондов распределяются между структурными единицами АО-энерго (электростанциями, ПЭС, ПТС, другими подразделениями). Расчеты по распределению средств этих фондов и компенсации издержек производства, между энергообъединением с одной стороны и электростанциями и предприятиями электрических и тепловых сетей с другой − основаны на смете затрат и потребности использования фондов накопления и потребления. Электростанции получают возмещение затрат за рабочую мощность, отпущенную электроэнергию и теплоту. Предприятия электрических и тепловых сетей − за приведенную мощность, оказание услуг по передаче и распределению электро- и теплоэнергии в сетях. Издержки производства энергоподразделений возмещаются по смете затрат. Если складывается перерасход, то его покрывают, а экономию засчитывают при последующем финансировании по смете. При образовании фондов накопления и потребления, учитывается, что часть прибыли не подлежит распределению, а централизованно используется. Это относится к внесению налога на прибыль энергосистемы, расчетам с ЦДУ, с РАО «ЕЭС России» за пользование сетями и другим услугам, расчетам по капитальному строительству и погашению долгосрочных кредитов энергосистемы, покрытию других общесистемных затрат. В АО-энерго создается фонд развития и реконструкции энергообъединения для проведения единой политики в области капитального строительства, технического перевооружения, реконструкции и модернизации. В абонентную плату, установленную энергосистемам РАО «ЕЭС России» за услуги пользования сетями РАО, включается инвестиционная составляющая. Эти суммы образуют инвестиционный фонд РАО «ЕЭС России», используемый на нужды капитального энергетического строительства, проведение единой инвестиционной политики. По решению акционеров АО-энерго создается фонд финансового резерва энергообъединения для обеспечения стабильности финансового положения подразделений. Средства фондов, образованных из чистой прибыли (фонды накопления и потребления) в энергосистеме используются по следующим основным направлениям: на производственное развитие, отдельные виды расходов на содержание ВОХР, расходов на подготовку кадров и т.д.; на социальное развитие, в том числе на содержание объектов социально-культурной сферы, жилищно-коммунального хозяйства, лечение на предприятиях по договорам, компенсации стоимости питания, путевок и т.д.; поощрительные выплаты по итогам года, материальную помощь всех видов; на выплату дивидендов по акциям энергосистемы; го на создание страхового фонда энергосистемы; другие цели. Каждое подразделение в составе компенсации получает долю фондов накопления и потребления в соответствии с указанными направлениями ее использования. Объем реализованной продукции электростанций, с учетом доли прибыли может быть определен по формуле  , (8.4.4)где Цэ, ЦТЭ, ЦNp− удельные компенсационные выплаты на электрическую, тепловую энергию и рабочую мощность; Э, Q− количество отпущенной электрической и тепловой энергии потребителям; Np− рабочая мощность электростанции. Удельные компенсационные выплаты определяются следующим образом:  ; ; (8.4.5) ,Где  , − нормативные удельные расходы топлива на электрическую и тепловую энергию по i-й электростанции; Экi, QKi− контрактные величины отпуска электрической и тепловой энергии i-й электростанции;  − средняя цена условного топлива по i-й электростанции; Иупост i − сумма условно-постоянных издержек i-й электростанции; Npкi− контрактная рабочая мощность электростанции;  ,  , − доля фондов накопления или потребления энергосистемы, включаемая в удельную компенсационную выплату.Контрактные значения рабочей мощности и отпускаемой электрической и тепловой энергии устанавливаются в договоре между электростанциями и энергообъединением. За основу принимается расчетное планируемое значение рабочей мощности. Рабочая мощность электростанции определяется по следующей формуле:  , (8.4.6)где  − установленная мощность оборудования энергетического предприятия;  − снижение мощности из-за плановых, ремонтов оборудования;  − снижение мощности из-за вынужденных ремонтов оборудования (определяется по нормативам);  − снижение мощности из-за консервации оборудования;  − снижение мощности из-за останова оборудования для проведения технического перевооружения;  − ограничение мощности по техническим причинам сезонного и временного характера.Для предприятий электрических и тепловых сетей основой для формирования компенсации является приведенная мощность. В состав затратной части компенсации на приведенную мощность включаются издержки на все виды ремонтов и амортизационные отчисления. В компенсацию для сетевых предприятий также входит доля фондов, образованных из прибыли. Рентабельность полнее, чем прибыль характеризует деятельность энергетического объекта, так как она, являясь относительным показателем, характеризует степень использования капитала предприятия или его составных частей, их доходность. Рентабельность целесообразно оценивать и анализировать на уровне энергообъединения. Существует много показателей рентабельности. В настоящее время рентабельность исчисляется, как правило, по чистой прибыли энергообъединения. Ввиду того, что энергообъединения (АО-энерго) являются акционерными обществами, оценивается рентабельность акционерного капитала. Этот показатель характеризует процент дохода с рубля акционерного капитала. Уровень доходности капитала, как правило, влияет на дивиденды, получаемые акционерами. Рентабельность акционерного капитала определяется по формуле:  , (8.4.7)где Ка − размер акционерного капитала; Rа − рентабельность суммарного акционерного капитала; Пч − чистая прибыль за год. В совокупности оцениваются рентабельность активов (Rс), продукции (Rv) и затраты на рубль реализации (Rs), определяемые по формулам: Rc=Пч/Са, Rν=Пч/Ор, Rs=И/Ор, (8.4.8) где Са − среднегодовая стоимость активов (валюта баланса). Уровень рентабельности в электроэнергетике из-за ее значительной капиталоемкости, не очень высоких цен на продукцию, а также в последние годы за счет возрастания абонентской задолженности из-за неплатежеспособности промышленных потребителей не очень высок, ниже чем в ряде других отраслей. К тому же расчеты с промышленными потребителями осуществляются не только в денежной форме, но и в виде зачета − материальными ресурсами. Это осложняет финансовое состояние энергетических предприятий, так как материальные ресурсы обладают более низким уровнем ликвидности по сравнению с денежными средствами. Налоговые платежи осуществляются только в денежной форме. Все это снижает объем денежных средств энергопредприятий и затрудняет формирование оборотных и, особенно, основных средств, возможности проведения планово-предупредительных ремонтов. На финансовое состояние оказывает влияние и государственное регулирование тарифов на потребление энергетической продукции 8.5. Ценовая политика энергокомпании При разработке политики ценообразования необходимо учитывать следующие требования: обеспечение максимальной рентабельности производства энергии; наиболее полный учет всех факторов, определяющих издержки энергоснабжения различных групп потребителей; стимулирование роста энергоэффективности и рациональных режимов энергопотребления в сфере использования энергии; поддержание необходимого уровня конкурентоспособности энергокомпании по отношению к альтернативным поставщикам электроэнергии; • участие в решении экономических и социальных задач региона. Рассмотрим логическую схему, поясняющую процесс формирования ценовой политики энергокомпании на региональном розничном (потребительском) рынке (рис. 8.5.1). Учет потребительских характеристик в тарифах идентифицирует факторы, влияющие на издержки энергоснабжения разных потребительских групп, которые, в свою очередь, формируются по однородности условий энергоснабжения. Это осуществляется при помощи: выбора вида (структурной модели) тарифа; дифференциации тарифных ставок; применения скидок и надбавок к базовым тарифам. Эти методы в том или ином сочетании можно использовать и для реализации других целей и задач, показанных на схеме. В частности, в качестве структурной модели тарифа на электроэнергию для маломощных потребителей могут использоваться: простой одноставочный тариф с оплатой электроэнергии; простой одноставочный тариф с выделением абонентской платы за подключение и обслуживание потребителей;  Рис.8.5.1. Сема формирования ценовой политики энергокомпании одноставочный тариф с дифференциацией платы за электроэнергию по уровням потребления (снижающийся или увеличивающийся с ростом потребления); одноставочный тариф, дифференцированный по времени (сутки, дни недели, сезон года). Для крупных потребителей рекомендуется применять многоставочные тарифы, включающие отдельно оплату потребляемой мощности и электроэнергии. В них также может быть выделена абонентская плата, а ставки могут быть дифференцированы в зависимости от уровня и времени потребления. При этом в сетях низкого, среднего и высокого напряжения применяются разные ставки платы за мощность и электроэнергию. Управление энергопотреблением осуществляется на основе тарифов, дифференцированных по периодам суток либо с выделением оплаты пиковой мощности, а также с помощью специальных тарифов (скидок), компенсирующих контрактные ограничения электроснабжения. Могут применяться тарифы, наоборот, стимулирующие рост нагрузки и (или) электропотребления. Сохранение позиций на рынке электроэнергии осуществляется главным образом с помощью адресных льготных цен, предоставляемых потребителям, со стороны которых выявлена угроза отказа от услуг данного поставщика. Участие в решении региональных социально-экономических задач предполагает использование разных подходов в сфере ценовой политики энергокомпании: стимулирования новых производств посредством тарифных льгот для конкретных секторов экономики региона; финансовой поддержки электроемких предприятий с помощью специальных гибких тарифов, изменяющихся в соответствии с ценой на продукцию данного объекта поддержки; защиты малообеспеченных групп населения путем введения для них пониженной платы за электроэнергию. Основой формирования средней (базовой) цены на энергию служит принцип возмещения затрат энергокомпании и получения некоторой прибыли на уровне установленных нормативов. Оптимальное значение требуемого дохода определяется на основе экономической стратегии энергокомпании и тактики ее поведения на рынке. При этом рассматриваются варианты: ориентации на простое или расширенное воспроизводство; возмещения затрат и формирования прибыли целиком за счет тарифов или с привлечением акционерного капитала и различных займов; стратегии "завоевания рынка" или "сохранения существующих сфер влияния". Неоднозначность оценок необходимого дохода энергокомпании порождает некоторое множество стратегий ценообразования на этапе определения стоимости обслуживания регионального рынка электроэнергии. Например: установление высоких тарифов исходя из полного возмещения всех затрат на развитие компании; применение более низких тарифов вследствие привлечения внешних источников. Рассчитанный доход (общую стоимость обслуживания) энергокомпании необходимо распределить по разным группам потребителей таким образом, чтобы для каждой из них его доля соответствовала реальным издержкам энергоснабжения (включая производство, передачу, распределение и услуги потребителю в составе тарифа). Дополнительно осуществляется дифференциация потребителей на ряд подгрупп исходя из таких характеристик, как максимальная нагрузка, уровень напряжения, вид энергопотребляющего процесса и др. Окончательное формирование тарифной системы охватывает широкий набор процедур: от простого деления необходимого дохода от данной группы потребителей на объем отпуска электроэнергии до разработки сложных тарифов, содержащих, в частности, такие элементы, как ставки, учитывающие потребление мощности и потребление электроэнергии; составляющая абонентской платы; ставки, учитывающие режимы электропотребления; скидки (надбавки) с тарифа за согласованный уровень надежности энергоснабжения и качества электроэнергии; скидки (надбавки) с тарифа, учитывающие экологическую ситуацию в зоне потребления электроэнергии и т.д. При сегментации регионального энергетического рынка и разработке политики ценообразования следует учитывать характеристики электроэнергетической системы и потребителей. На уровне энергокомпании большое влияние на ценовую политику оказывают следующие факторы, определяющие структуру издержек производства: типы генерирующих мощностей и виды топлива; возраст электроэнергетической системы; единичная мощность и количество энергоустановок; темпы роста энергосистемы; затраты, связанные с обеспечением пиковой мощности. Потребители обладают разной способностью перестраивать свой режим электропотребления в соответствии с технологическими возможностями производства. Поэтому эффективность системы тарифов, применяемых для регулирования нагрузки, будет разной для различных потребителей. Требования потребителей могут широко варьироваться в отношении объемов электроэнергии, времени ее использования, нагрузки, напряжения и других характеристик. В целом чем больше различия между потребителями, тем больше потребность в разнообразных способах расчета тарифов. Развитие рыночных отношений предполагает либерализацию тарифной политики энергокомпании, в частности, предусматривается определенная свобода выбора вида тарифа потребителем в рамках предлагаемого ему тарифного "меню". Такой подход имеет ряд преимуществ: сводятся к минимуму возможные конфликты между производителем, потребителем энергии и регулирующими органами; появляется возможность у потребителя реализовать оптимальные направления повышения энергоэффективности. Контрольные вопросы: Перечислите основные виды тарифов. Опишите сущность двухставочного тарифа на электроэнергию. Что именно стимулирует тариф? Охарактеризуйте задачи многоставочных тарифов. Какие экономические выгоды от их применения может иметь потребитель и в чем состоит выгода энергопроизводителей? Дайте определение экономической сущности и порядок расчета прибыли. Что такое чистая прибыль? Что такое рентабельность производства и каково значение этого показателя в условиях рынка? Охарактеризуйте экономическое содержание и дайте формулу рентабельности производственных фондов. Как она определяет эффективность работы предприятия? Какие цели преследует энергопредприятие при формировании ценовой политики. Используемая литература 1.Сборник задач и деловые игры по экономике и управлению энергетическим производством/ П.П. Долгов и др.- М.: Высш. шк. ,1991 2.Чернухин А.А. Экономика энергетики СССР.- М.: Высш. шк. ,1980 3. Щмален Г. Основы и проблемы экономики предприятия.- М.: Финансы и статистика,1996. |