Разработка технологии обоснования предельных уровней тарифа на товар (услугу) предприятия естественной монополии

116

ДИПЛОМ

Тема: "Разработка технологии обоснования предельных уровней тарифа на товар (услугу) предприятия естественной монополии"

Введение

Реформирование электроэнергетики в России привело к образованию такого специфического товара как электроэнергия. Электроэнергия не обладает таким основным свойством присущим остальным товарам, как накопление и возможность удовлетворения растущего спроса запасами. Все это привело к образованию определенного рынка электроэнергии, учитывающего особенности электроэнергии как товара.

Разделение рынка на оптовый и розничный привело к необходимости создания конкурентной среды между производителями на оптовом рынке. В процессе реформирования электроэнергетики рынок постепенно проходит этапы перехода от регулируемого к нерегулируемому, основанному на естественной конкуренции между производителями электроэнергии. Возникают различные виды взаимоотношений между производителями и оптовыми потребителями электроэнергии, что на данном этапе развития привело к образованию:

рынка «за день вперед»,

рынка «реального времени».

Одной из целей реформирования рынка электроэнергии было создание эффективного рынка электроэнергии, что помогло бы решить задачу привлечения инвестиций в отрасль. Однако того потока инвестиций который ожидался до сих пор не произошло, одна из причин этому - неэффективное государственное регулирование отрасли и в том числе тарифов.

Так же все это привело к тому, что нет четкого регулирования тарифов на передачу электроэнергии, только в последнее время, данная проблема стала регулироваться посредствам организации новых служб по тарификации и нового законодательства. Но до сих пор тарифы на электроэнергию в некоторых областях формируются самостоятельно, и нет четкого трафика, что приводит к очень существенной разнице в ценах на электроэнергию.

Необходимость определения особенностей ценового регулирования в реструктурируемой электроэнергетике, обоснование системы инструментов регулирования этого сектора c учетом происходящих в отрасли процессов, совершенствования методов расчета тарифов на услуги по передаче электроэнергии делает актуальной тему диплома. Так же разработка единой технологии обоснования предельных уровней тарифа на электроэнергию, смогла бы урегулировать тарифное образование и убрать большую разницу между тарифами разных областей на электроэнергию. Необходимо прежде всего ценовое регулирование электроэнергии, это потребует пересмотра его основ, в частности отказа от директивного регулирования конкретных сегментов и введения стимулирующего регулирования. Так же это потребует усиленного контроля за исполнением данных программ правительства и нормативно-правового регулирования тарифов.

Объектом данного дипломного исследования является рынок электроэнергии.

Предметом диплома является регулирование тарифов на рынке электроэнергии.

Цель данной работы: разработать технологию обоснования уровней тарифа на электроэнергию.

Задачи данной дипломной работы:

1) Провести анализ сложившейся управленческой ситуации в области передачи электрической энергии;

2) Разработать базовые составляющие технологии обоснования тарифа на товарную услугу естественной монополии;

3) Рассмотреть сертификацию в области электроэнергии;

4) Рассмотреть правила обеспечения безопасности передачи электрической энергии по сетям;

5) Оценить эффективность внедрения разработки тарифа на услугу по передаче электроэнергии.

Научный аппарат дипломной работы: теории микро- и макроэкономики, эволюционный анализ развития различных концепций теории государственного регулирования рынка электроэнергии и образования на нем тарифов.

Результаты дипломной работы:

1) Анализ рынка электроэнергии;

2) Технология обоснования тарифа на услугу естественной монополии

3) Анализ нормативно-правовой базы и сертификации в области электроэнергетики

4) Анализ правил безопасности при передаче электроэнергии по сетям.

5) Внедрение тарифа и оценка эффективности от его внедрения.

Научная новизна дипломной работы заключается в следующем:

1) На основе анализа теоретических концепций государственного регулирования экономики, представленных в эволюционном развитии, и проведенного обзора опыта государственного регулирования естественных монополий определены наиболее значимые концептуальные подходы к разработке методов и моделей государственного регулирования естественных монополий, в частности регулирования монопольных цен: модели альтернативной конкуренции, ценовой дискриминации, многокомпонентных тарифов, затратных и стимулирующих методов ценообразования.

2) В результате системного анализа современных институциональных условий деятельности естественных монополий, в частности методов ценового регулирования тарифов на услуги естественных монополий, выявлены системные ошибки и недостатки действующих методов расчета тарифов на услуги по передаче электроэнергии. Сделан вывод, что действующие методы регулирования тарифов на услуги по передаче электроэнергии, предполагающие ежегодный пересмотр ставки тарифа, исключают возможность перспективного ценового регулирования. Альтернативой этому должно стать введение новых методов регулирования тарифов на передачу электроэнергии, способствующих открытию электросетей для пользования потребителями и привлечению в них инвестиций с целью устранения очагов неэффективности.

3) Выявлены особенности устранения очагов неэффективности в работе электросетей. Разработана методика регулирования тарифов на услуги по передаче электроэнергии, содержащая стимулы для подключения потребителей к формированию тарифов.

Достоверность результатов работы достигнута посредством корректного использования достоверной исходной информации, применения положительно зарекомендовавших себя теорий и практического управленческого опыта.

Практическая ценность результатов дипломного проекта: Результаты исследования могут быть применены при разработке проектов изменений в действующие законодательные акты Российской Федерации, затрагивающие вопросы государственного регулирования электроэнергетики, а также в методические указания Федеральной службы по тарифам.

При написании данной дипломной работы мы использовали следующие научные материалы и источники:

1) Тукенов А.А. «Рынок электроэнергии: от монополии к конкуренции»

2) Журнал «Энергорынок» №№9,10,11,12 2007 г.

3) Данные Федеральной антимонопольной службы Российской Федерации.

4) Законодательство Российской Федерации в области тарификации услуг естественных монополий.

5) Рукописи по естественным монополиям различных ученых.

Работа состоит из введения, 5 глав, заключения и списка литературы. В первой главе проводим анализ рынка электроэнергетики, и рассматриваем теорию и практику по вопросам обосновании и разработки тарифа на услуги естественной монополии. Во второй главе разрабатываем базовые составляющие технологии обоснования тарифа на товарную услугу естественной монополии. В третьей главе рассматриваем вопросы стандартизации и сертификации процесса передачи электроэнергии. Четвертая глава затрагивает вопросы правил обеспечения безопасности передачи электроэнергии по сетям. И в пятой главе мы оцениваем эффективность внедрения разработки. В заключении мы делаем выводы по работе.

1. Анализ сложившейся управленческой ситуации в области передачи электрической энергии

1.1 Анализ рынка передачи электроэнергии

Структура оптового рынка электроэнергии РФ

Оптовый рынок электрической энергии и мощности (ОРЭ) представляет собой систему договорных отношений совокупности его участников (субъектов), связанных между собой единством технологического процесса производства, передачи, распределения и потребления электроэнергии в России. Субъектами рынка являются организации, осуществляющие куплю-продажу электроэнергии (мощности) и (или) предоставляющие инфраструктурные услуги на оптовый рынок электроэнергии и мощности.

За организацию купли-продажи электроэнергии на оптовом рынке (торговой системы оптового рынка) отвечает, созданное в соответствии с Федеральным законом «Об электроэнергетике», Некоммерческое Партнерство «Администратор торговой системы оптового рынка электроэнергии и мощности» - НП «АТС». Система расчетов между участниками рынка обеспечивает клиринговая компания, учрежденная НП «АТС» - ЗАО «Центр финансовых расчетов».

В течение переходного периода оптовая торговля электроэнергией (мощностью) на рынке осуществляется в двух секторах: секторе свободной торговли и регулируемом секторе. В рамках регулируемого сектора также осуществляется купля-продажа отклонений между фактическим и запланированным производством (потреблением) электроэнергии - балансирующий рынок.

Потребители, вышедшие в регулируемый сектор рынка электроэнергии могут приобретать 100% электроэнергии на оптовом рынке. Объемы планового потребления таких участников включаются в ежегодно утверждаемый Федеральной Службой Тарификации (ФТС) России баланс электроэнергии и мощности. Данные потребители вправе приобретать 30% своего объема на секторе свободной торговли по нерегулируемым ценам.

Производители электроэнергии (генерирующие компании) продают производимую ими электроэнергию на регулируемом секторе в объеме, включенном ФСТ России в баланс электроэнергии и мощности. Дополнительные объемы в размере до 15% от установленной мощности генерирующего оборудования электростанций производители электроэнергии (генерирующие компании) вправе продавать в секторе свободной торговли.

Потребители, вышедшие только на сектор свободной торговли (т.н. «частичные» участники сектора свободной торговли), могут приобретать до 30% требуемого объема электроэнергии на секторе свободной торговли по нерегулируемой цене. Остальной объем электроэнергии такие потребители приобретают на розничном рынке, как правило, у сбытовой компании, образовавшейся в процессе реорганизации АО-энерго.

Потребители сектора свободной торговли и регулируемого сектора вправе приобретать весь объем электроэнергии соответственно на розничном рынке или регулируемом секторе. Такая возможность ограничивает рост цены сектора свободной торговли, как правило, до цены регулируемого сектора рынка.

Структура рынка электроэнергии в 2008 году.

Генерация Инфраструктура Сбыт

1 ЧТГК ФСК Гарантирую-

6 тепловых ОГК Системный оператор щие постав-

1 Гидро ОГК МРСК (холдинг) + 4-5МРСК щики

Росэнергоатом АТС независимые

Производители

Изолированные

АО-энерго

Ремонты

Другие сервисы

ОГК - оптовые генерирующие компании

ТГК - территориальные генерирующие компании.

МРСК - межрегиональная сетевая компания.

ФСК - Федеральная сетевая компания.

Таким образом мы видим, что на данный момент после реформирования рынка электроэнергии мы имеем из генерирующих компаний 1 частную территориальную генерирующую компанию, 6 тепловых тепловых оптовых генерирующих компаний, 1 гидро оптовых генерирующих компаний и компания Росэнергоатом. В данный момент времени Все энергокомпании объединяют в МРСК, например делают одну компанию МРСК Урала, у которой главный офис находится в городе Екатеринбург, а все энергокомпании на Урале - это ее филиалы, например как филиал в городе Перми, который раньше был отделением Пермэнерго.

Реформирование электроэнергетики.

В соответствии с законодательством об электроэнергетике, все компании, совмещающие естественно-монопольные и потенциально конкурентные виды деятельности, должны их разделить. К потенциально конкурентным видам деятельности относятся производство и купля-продажа электроэнергии, к естественно - монопольным - оказание услуг по передаче электрической энергии и оперативно-диспетчерскому управлению. В соответствии с данной нормой, направленной на развитие конкуренции, все компании, совмещающие указанные виды деятельности, должны их разделить. Федеральная антимонопольная служба России, в соответствии с решениями Межведомственной комиссии по реформированию электроэнергетики, осуществляет мониторинг процессов разделения видов деятельности, оказывает содействие компаниям электроэнергетики в целях обеспечения выполнения требований законодательства, а также ведет разъяснительную работу среди таких компаний. Журнал «Энергорынок» № 11 2007 г.

Советом директоров ОАО РАО «ЕЭС России» утверждены проекты реформирования 67 из 72 АО-энерго. Полностью завершена реализация 60% проектов реорганизации АО-энерго (43 компании). Базовый проект реформирования АО-энерго предполагает разделение активов каждой компании на 4 общества:

- генерирующую компанию (ГК),

- энергосбытовую компанию (ЭСО),

- распределительную сетевую компанию (РСК),

- магистральную сетевую компанию (МСК).

Также функции оперативно-диспетчерского управления, осуществляемые региональными диспетчерскими управлениями (РДУ) были ранее переданы от АО-энерго ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» - системному оператору.

Активы нескольких АО-энерго будут консолидированы в территориальные генерирующие компании (ТГК), активы ЭСО будут находиться в управлении ТГК, активы РСК АО-энерго на территории федеральных округов будут объединены в межрегиональные распределительные компании (МРСК), МСК будут объединены в холдинг Федеральной сетевой компании - ОАО «ФСК ЕЭС».

Все указанные компании - ТГК, ЭСО, МРСК и ФСК ЕЭС станут или уже стали субъектами оптового рынка электроэнергии. ТГК - в роли поставщиков электроэнергии, ЭСО - в роли покупателей, а МРСК и ФСК - в качестве потребителей в объемах покупки потерь электроэнергии в своих сетях.

Однако антимонопольную службу волнует поведение, прежде всего, генерирующих компаний, которые своими действиями могут ограничить конкуренцию на оптовом рынке. Так, на базе активов АО-энерго будет создано 14 ТГК. Также крупные электростанции, как правило, действующие в качестве акционерных обществ, будут объединены в - 6 «тепловых» оптовых генерирующих компаний (ОГК) на базе крупнейших ГРЭС, 1 ОГК на базе гидроэлектростанций. Всего - 21 генерирующая компания.

Генерирующие компании сформированы с учетом максимального ограничения рыночной силы, т.е. конфигурация разработана таким образом, чтобы каждая из ОГК и ТГК могла оказать наименьшее влияние на цены оптового рынка электроэнергии. Указанная конфигурация генерирующих компаний прошла независимую оценку по заказу ФАС России и в целом признана как допустимая с точки зрения создания условий для развития реальной конкуренции на оптовом рынке.

Тем не менее, возможности для неконкурентных действий на оптовом рынке - манипуляции ценами, могут возникнуть практически у каждой из ТГК или ОГК. Такие возможности будут возникать в различные периоды времени в зависимости от объема спроса и предложения электроэнергии, сетевых ограничений для передачи электроэнергии в определенных зонах. Указанные обстоятельства в свою очередь определяются погодными условиями, графиками планового и внепланового ремонта сетевого и генерирующего оборудования, ценами на топливо и другими факторами. Именно по этой причине основная роль в данном анализе уделена производственным и корпоративным результатам генерирующих компаний - главным объектам антимонопольного контроля на рынке электроэнергии.

Также среди основных итогов реформирования можно выделить:

- Начало работы сектора свободной торговли ОРЭ на территории Сибири.

- Начало работы обновленной модели сектора отклонений ОРЭ - балансирующего рынка. Отбор поставщиков здесь производится в режиме реального времени, что позволяет максимально сблизить рыночные механизмы торговли электроэнергией и технологию управления энергетическими режимами.

- Рост количества участников ОРЭ. По состоянию на конец 2005 года всего присоединились к торговой системе НП «АТС» 230 участников. Из них 85 - независимые от ОАО РАО «ЕЭС Росси» организации. В торгах участвовали 129 субъектов. Доля ССТ от совокупного объема генерации по территории Европейской части России и Урала составила 10%, по территории ценовой зоны Сибири - 2,7%.

- Принятие 7 декабря 2005 Правительством РФ Постановления №738 «О порядке формирования источника средств на оплату услуг по формированию технологического резерва мощностей по производству электрической энергии в целях предотвращения возникновения дефицита электрической мощности», который формирует правовую основу для гарантирования инвестиций, определяет механизмы отбора инвестиционных проектов при строительстве производственных мощностей для предотвращения дефицита электрической мощности. Журнал «Энергорынок» № 10 2008 г.

Нормативное обеспечение реформирования электроэнергетики

ФАС России принимал активное участие в формировании нормативной базы реформирования электроэнергетики, а именно в согласовании:

1) Постановления Правительства РФ от 7 декабря 2005 №738 «О порядке формирования источника средств на оплату услуг по формированию технологического резерва мощностей по производству электрической энергии в целях предотвращения возникновения дефицита электрической мощности» (принято Правительством РФ, с замечаниями ФАС России);

2) Комплексного плана реформирования электроэнергетики (готовил МЭРТ, согласован после внесения замечаний ФАС России, возвращен Аппаратом Правительства на доработку с учетом декабрьского заседания правительства по реформе);

3) Постановления Правительства РФ «Об утверждении правил функционирования розничных рынков электроэнергии в переходном периоде реформирования электроэнергетики»;

4) Постановления Правительства РФ «О правилах заключения и исполнения публичных договоров на оптовых и розничных рынках электроэнергии и примерном договоре поставки электроэнергии потребителям»;

5) Изменений в Постановление Правительства РФ от 26 февраля 2004 года №109 «О ценообразовании в отношении электрической и тепловой энергии в РФ» (разработано ФСТ России, на данном этапе на согласовании в ФАС России);

6) Постановления Правительства РФ «О порядке принятия решений ФСТ России»;

7) Проекта ФЗ «Об особенностях владения, пользования и распоряжения имуществом эксплуатирующих организаций атомных станций РФ по акционированию ФГУП «Концерн Росэнергоатом» и проекта Указа Президента РФ «Об изменении организационно-правовой формы ФГУП «Российский государственный концерн по производству электрической и тепловой энергии на атомных станциях»;

8) Проекта Постановления Правительства РФ «Правила осуществления антимонопольного контроля на оптовом и розничном рынке электрической энергии (мощности)».

9) Изменений в Постановление Правительства РФ от 24 октября 2003 г. №643 «О правилах оптового рынка электрической энергии (мощности) переходного периода», которые положили начало для функционирования сектора свободной торговли (ССТ) во Второй ценовой зоне (зона Сибири) и балансирующего рынка электроэнергии.

10) Методические указания по определению размера платы за технологическое присоединение к электрическим сетям (утверждены Приказом ФСТ России от 15.02.05. 22_э/5)

11) Приказа ФСТ России от 23 августа 2005 №392 «О присвоении статуса субъекта оптового рынка - участника обращения электрической энергии на регулируемом секторе оптового рынка акционерным обществам, создаваемым в процессе реформирования организации, и исключении акционерных обществ из перечня организаций - субъектов федерального (общероссийского) оптового рынка электрической энергии (мощности), тарифы на электрическую энергии для которых устанавливаются федеральной службой по тарифам» (разработчик - ФСТ России).

Перспективы развития оптового рынка электроэнергии

В соответствии с протоколом заседания Правительства РФ, запланировано проведение следующих мероприятий:

- Принятие новой модели оптового рынка, в которой нынешний регулируемый сектор будет трансформирован в сектор регулируемых договоров, сектор свободной торговли - в рынок на сутки вперед. Также будет введен рынок мощности, а затем - рынок системных услуг. Это позволит избавиться от ряда проблем, которые не представляется возможным решить в рамках нынешней модели ОРЭ, а также определить рыночную стоимость электроэнергии и получить ценовые сигналы для инвестиций, ликвидировать небаланс рынка и задать динамику постепенной либерализации ОРЭ.

- Принятие системы антимонопольного контроля на ОРЭ, в т.ч. изменение ФЗ «Об электроэнергетике» в целях формирования правовых оснований для эффективной системы контроля участников на рынке. Данная система будет заложена в федеральном законе, правилах ОРЭ и регламентах администратора торговой системы.

- Утверждение Комплексного плана реформирования электроэнергетики, который определит стратегию и тактику реформирования электроэнергетики, заменив устаревшие планы и подходы, зафиксированные в постановлении Правительства №526 от 11.07.2001 г. «О реформировании электроэнергетики Российской Федерации»;

- Принятие правил функционирования розничного рынка электроэнергии, который определит систему взаимоотношений между новыми субъектами отрасли и позволит решить значительный перечень проблем, имеющихся в сфере розничного рынка в настоящее время. Также данный документ должен заложить основы для развития конкуренции в этом сегменте;

- Определение согласованной позиции федеральных органов власти по вопросу обособления объектов генерации от ОАО «РАО «ЕЭС России»;

- Принятие решения о способах ликвидации перекрестного субсидирования в электроэнергетике.

Планируется, что оптовый рынок электроэнергии будет делиться на 4 основных части (сегмента): сегмент долгосрочных договоров, рынок на сутки вперед (спот), балансирующий рынок, рынок мощности.

Сегмент регулируемых договоров. Этот сегмент будет составлять основу ОРЭ. На нем будут «расторговываться» большая часть производимой электроэнергии. Суть сегмента заключается в том, что объемы и цены в прямых договорах между производителем и потребителем будет установлена государством на некий срок (от 1 до 3 лет). Первоначально объем регулируемого рынка будет соответствовать объемам регулируемого сектора. И все 100% объемов электроэнергии участников нынешнего оптового рынка будут зафиксированы в таких регулируемых договорах. Впоследствии данный сегмент будет ежегодно сокращаться за счет увеличения объемов электроэнергии, поставляемых по свободным долгосрочным договорам и с оптового рынка.

Рынок на сутки вперед (спот). На этом рынке будут проходить торги на поставку электроэнергии на сутки вперед. Здесь будет формироваться цена электроэнергии в зависимости от ограничений по передаче электроэнергии, сетевых потерь и других параметров. Первоначально здесь будут торговаться электроэнергия в объеме отклонений от параметров, зафиксированных в регулируемых договорах.

Балансирующий рынок. Это рынок «он-лайн», на котором торгуются заявки на текущее производство или потребление на час вперед до фактического производства / потребления. На торги выставляются объемы отклонений фактического производства / потребления от запланированного по результатам торгов на спотовом рынке.

Рынок мощности: на этом рынке будут проходить аукционы на поставку / покупку мощности электроэнергии на год, а впоследствии на 3 года вперед. На данном рынке электростанции будут получать средства, компенсирующие условно-постоянные издержки, связанные с поддержанием в рабочем состоянии генерирующего оборудования. Журнал «Энергорынок» №11 2008 г.

Отдельные проблемы реформирования оптового рынка

- Перекрестное субсидирование. Является существенным препятствием для развития оптового и розничного рынков электроэнергии. Как правило, размер перекрестного субсидирования «прячется» в тарифы по передаче электроэнергии. В результате тарифы устанавливаются «кривые», и их размер не имеет ничего общего с реальной стоимостью услуг по передаче. В регионах, где не весь размер перекрестного субсидирования удается вложить в тариф на передачу, он включается в тарифы на покупку электроэнергию на розничном рынке. Если первое является барьером выхода на ОРЭ, то второе - делает невозможной конкурентные отношения на розничном рынке.

- Нарушения антимонопольного законодательства. Основная масса нарушений касается злоупотреблений АО-энерго или компаний, выделившихся в процессе их реформирования. Значительная часть нарушений - действия, ограничивающие выход потребителей на оптовый рынок. Способы - необоснованный отказ или уклонение от заключения договоров энергоснабжения, передачи или соглашения об информационном обмене, без которых потребитель не может стать участником ОРЭ.

Другая крупная часть нарушений - взаимоотношения АО-энерго и местных энергоснабжающих компаний. Отношения особенно обострились в процессе разделения компаний по видам деятельности. Пользуясь возможностью, сбытовые подразделения АО-энерго стараются отнять потребителей у реформируемых местных компаний (способ - отказ или уклонения от заключения или продления договора купли-продажи электроэнергии с местной сбытовой компанией).

- Значительный рост стоимостного небаланса оптового рынка, который у поставщиков ОРЭ к концу года составил более 17 млрд. руб. Небаланс означает, что поставщики электроэнергии недополучают часть средств, реально затраченных на производство электроэнергии. Эта проблема - следствие ошибок в существующей модели ОРЭ, а также неверных прогнозов ФСТ при утверждении баланса электроэнергии и мощности. Такое положение вещей делает невозможным дальнейшее существование нынешней модели оптового рынка.

Рыночная концентрация производства электроэнергии в 2005 году. Особенности определения территориальных границ рынка.

Объем производства электроэнергии в зоне централизованного электроснабжения (за исключением изолированных энергосистем), по предварительным данным, составил 952,2 млрд. кВтч.

Проведение анализа рыночной концентрации оптового рынка электроэнергии имеет существенные отличия от проведения анализа других товарных рынков. Это связано со спецификой электроэнергии как товара, который не поддается хранению и спрос, на который неэластичен. Помимо этого, производство, передача и сбыт имеет различного рода ограничения технологического и инфраструктурного характера.

При проведении анализа рыночной концентрации общий подход к определению границ анализируемых рынков не может быть применен. Необходима разработка особой методологии по их определению.

В данном анализе используется территориальное деление рынка в соответствии с Постановлением Правительства РФ от 24 октября 2003 г. №643 «О правилах оптового рынка электроэнергии (мощности) переходного периода», которое выделяет две ценовые зоны: Первая ценовая зона (зона Европы и Урала) и Вторая ценовая зона (зона Сибири).

Примечание. В зоне централизованного энергоснабжения находятся энергосистемы, не входящие в ценовые зоны: ОЭС Дальнего Востока, энергосистемы Архангельской, Калининградской областей и Республики Коми. В силу различных причин, прежде всего, сетевых ограничений на передачу, энергокомпании, функционирующие на этих территориях, не смогут быть полноценными участниками оптового рынка. В силу этих обстоятельств результаты деятельности таких компаний не учитывалась при подготовке настоящего анализа.

При этом необходимо отметить, что указанное определение территориальных границ рынка не является оптимальным, поскольку из-за особенностей электроэнергии как товара, а также технических и технологических ограничений, эти границы фактически являются более узкими, и будут динамически изменяться в различные периоды времени. Решающими факторами изменений будут сетевые ограничения на передачу электроэнергии и баланс спроса и предложения в конкретных узлах расчетной модели оптового рынка. В перспективе будет разработана методика определения границ оптового рынка, которая будет основана на т.н. зонах свободного перетока электроэнергии.

Однако при любом подходе к определению границ рынка, группа лиц РАО «ЕЭС России» занимает доминирующее положение на рынке производства электроэнергии.

При анализе долей рынка, занимаемыми субъектами ОРЭ, необходимо учитывать, что с точки зрения антимонопольного регулирования, возможно злоупотребление субъектом своим доминирующим положением вне зависимости от доли, которую субъект занимает на рынке.

Производство электроэнергии в Первой ценовой зоне (Европа, Урал)

Объем производства в Первой ценовой зоне составил 696,6 млрд. кВтч.

Доля в объеме производства генерирующих компаний входящих в группу лиц ОАО РАО «ЕЭС России» в Первой ценовой зоне составляет 72,11% (503,93 млрд. кВтч) от общего объема производства электроэнергии в данной зоне.

Доля в объеме производства независимых от ОАО РАО «ЕЭС России» компаний, действующих на территории Первой ценовой зоны (ОАО «Татэнерго», ОАО «Башкирэнерго», ФГУП «Концерн Росэнергоатом») составляет 27,89% (192,683 млрд. кВтч). Таким образом, распределение долей в объеме производства электроэнергии в 2006 г. в Первой ценовой зоне составило:

- Группа лиц ОАО РАО «ЕЭС России» - 72,11%

- ФГУП «Концерн Росэнергоатом» - 21,59%;

- ОАО «Башкирэнерго» - 3,38%

- ОАО «Татэнерго» - 2,92%.

Производство электроэнергии во Второй ценовой зоне (Сибирь)

Объем производства во Второй ценовой зоне составил 211,15 млрд. кВтч.

Доля генерирующих компаний, входящих в группу лиц ОАО РАО «ЕЭС России» в данной ценовой зоне составляет 70,33% (148,5 млрд. кВтч,) от общего объема производства электроэнергии.

Доля в объеме производства независимых от ОАО РАО «ЕЭС России» компаний, действующих в данной ценовой зоне (ОАО «Иркутскэнерго», ОАО «Новосибирскэнерго») составляет 29,62% (53,61 млрд. кВтч). Распределение долей в объеме производства электроэнергии в 2006 г. в Первой ценовой зоне составило:

- Группа лиц ОАО РАО «ЕЭС России» - 70,33%

- ОАО «Иркутскэнерго» - 24,4%,

- ОАО «Новосибирскэнерго «- 5,18%.

Рыночная концентрация будущих генерирующих компаний

С учетом формирования новых участников рынка - ОГК и ТГК и планируемой в ближайшее время снижением аффилированности данных компаний с ОАО РАО «ЕЭС России» интересно экстраполировать данные по объемам производства электростанций в 2005 году на будущую структуру участников рынка. Иными словами, если бы в 2005 году участниками рынка были ТГК и ОГК, то распределение долей рынка сложилось бы следующим образом.

В Первой ценовой зоне:

- ФГУП «Концерн Росэнергоатом» - 21,59%.

- ТГК_3, ТГК_9, ГидроОГК - около 9% каждая.

- ОГК_1, ОГК_2, ОГК_4 - около 6% каждая.

- Доли остальных генерирующих компаний составили бы от 1,5 до 4%.

Примечание: малые доли ОГК_3, ОГК_4 и ОГК_5 в Первой ценовой зоне, располагающих значительной рабочей мощностью, связаны с тем, что их электростанции расположены в двух ценовых зонах.

Во Второй ценовой зоне:

- ОАО «ГидроОГК» - 31,22%

- ОАО «Иркутскэнерго» - 24,44%.

- ТГК_12 (Кузбассэнерго, Алтайэнерго) - 13,1%.

- ТГК_13 - 7,69%.

- Доли остальных компаний попадают в диапазон от 2,5 до 5%.

Рыночная концентрация во Второй ценовой зоне заметно выше относительно Первой. Однако данная концентрация не означает наличия большей рыночной власти лидеров - «ГидроОГК» и «Иркутскэнерго», поскольку основной вклад в производстве электроэнергии этими компаниями вносят ГЭС, практически не имеющими возможность оказывать влияние на цены рынка.

При этом, как показало исследование ФАС России ситуации вокруг реформирования ОАО «Кузбассэнерго», ТГК на базе ее активов обладает существенной рыночной властью и исключительным потенциалом влияния на цены рынка в Сибири. По этой причине было принято решение исключить 2 электростанции ОАО «Кузбассэнерго» из состава ТГК_12 и продать их.

Примечание. Предложенная экстраполяция объемов производства электростанций на новых участников рынка в целях определения долей рынка таких участников не показательна. В целевой модели конкурентного ОРЭ (в отсутствии ценового регулирования и формирования балансов электроэнергии) объемы загрузки станций, входящих в генерирующие компании могут существенно отличаться от представленных выше. Таким образом, и изменятся доли рынка каждой генерирующей компании. Более точный прогноз по загрузкам станций в различных сценарных условиях (наиболее вероятных) может быть представлен после анализа результатов проекта NERA, выполненного по заказу РАО «ЕЭС России».

Потенциал роста загрузки генерирующих компаний (и, соответственно, изменение долей) можно упрощенно определить по показателю коэффициента установленной мощности (КИУМ) электростанций, входящих в состав генерирующих компаний (на диаграммах этот потенциал выделен цветом).

1.2 Анализ теории и практики формирования предельных уровней тарифа на передачу электроэнергии

В теории и практики формирование тарифа на передачу электроэнергии есть несколько методов образования тарифов на электроэнергию:

Традиционный метод «затраты плюс» - этим методом предприятие может возмещать в тарифах затраты операционной деятельности, капитальные затраты и обеспечивать прибыльность акционерного и инвестиционного капитала. Структура тарифа разрабатывается так, чтобы избежать нечестной и несправедливой дискриминации. Отсюда тариф должен устанавливаться по каждому виду продажи или характеру услуги, что обычно требует разбивки по ним еще издержек на основе какого-либо принципа, например, объемов производства и продаж, величине прямых издержек, получаемых прибылей и так далее. Одобренный тариф обычно действует до тех пор, пока компания не обратится с требованием о его пересмотре, что обычно происходит в случае, если норма прибыли становится недостаточной. Причем предприятия должны получать разрешение не только на повышение тарифов, но и на изменение их структуры, а в ряде случаев даже на снижение. Процедура определения тарифа состоит из трех этапов: выявления текущих издержек, определения инвестиций и задания нормы прибыли на инвестиции. Этот метод приобрел широкое распространение в таких странах, как США, Канада, Япония, Гонконг.

В России базой применения нормы рентабельности в электроэнергетике является полная себестоимость, или полные затраты обычной предпринимательской деятельности предприятия.

Данный вид ценообразования имеет свои недостатки и учитывая их мировая практика выработала следующие альтернативные методы тарифного регулирования:

- метод предельного уровня цены;

- метод предельного уровня дохода

- метод плавающей шкалы

- метод условной конкуренции

- метод частичной корректировки издержек

- метод регулирования путем определения стимулирующих методов, скрепленных договором

- метод целевого стимулирования

- гибридные схемы

Сегодня тарифы принимаются, как правило, отдельно для каждой сетевой организации. Со следующего года устанавливается единый «котловой» тариф на передачу электроэнергии для всех конечных потребителей в регионе, вне зависимости, к какой сетевой компании - поставщику электроэнергии они подключены Российская газета от 27.09.2007 г..

Переход на рыночные отношения в энергетике не может не сказаться на экономике предприятий и социальной ситуации в стране. При разделении генерации, сбыта и транспортировки энергии значительно усложнился процесс регулирования энерготарифов. Так называемое перекрестное субсидирование, когда промышленные предприятия берут на себя основную тарифную нагрузку при оплате электроэнергии, а все население платит фактически по льготным расценкам, должно к 2011 году поэтапно свестись к нулю. Доля поставок электроэнергии по регулируемым ценам, в соответствии с постановлением правительства России от 7 марта 2007 года, будет снижаться на 5-10 процентов за полугодие.

Новый механизм тарифообразования. который должен быть внедрен в Сибирском федеральном округе, позволит ускорить формирование единого электросетевого пространства, скоординировать программу развития сетей и снизить перекрестное субсидирование. Считается, что он приведет к упрощению взаимоотношений потребителей и поставщиков. Основной же проблемой при переходе на «котловой» метод считаются сложности договорных отношений между сетевыми компаниями, а также механизм распределения тарифных поступлений.

Тем не менее «котловой» способ формирования сетевых тарифов на транспортировку электроэнергии уже действует в Кемеровской области.

На 2007 год объем «перекреста» в Кузбассе - примерно 3 миллиарда рублей.

При этих обстоятельствах, если слепо следовать параметрам, заложенным в нормативных документах реформирования РАО «ЕЭС России», тарифы в Кемеровской области выглядели бы как лоскутное одеяло, где кусочки отличались бы как по стоимости, так и по размеру. И цена энергии в удаленных и менее развитых районах Кузбасса, по грубым прикидкам, могла достигать 5 рублей за киловатт - со всеми вытекающими последствиями…

Поэтому и возросла роль Региональной энергетической комиссии Кемеровской области. РЭК сейчас не просто специальный орган исполнительной власти. По содержанию работы это управляющая межотраслевая компания в масштабе региона. Один из инструментов регулирования, внедряемых РЭК, - «котловой» способ формирования сетевых тарифов, который позволяет выравнивать их не только по отраслевому принципу, но и по территориальному. По мнению председателя РЭК Петра Акатьева, если бы в Кузбассе следовали всем без исключения положениям методик регулирования, то область осталась бы с полностью разрушенным сельским хозяйством и населением, живущим за чертой бедности. Да и промышленность с трудом переварила бы «правильную» динамику тарифов, при которой предприятия, находящиеся в тяжелом финансовом положении, получили бы больший рост стоимости энергии.

- Нам удалось в прошлом году собрать в «котел» затраты 10 сетевых организаций, - говорит Петр Акатьев. - А теперь мы объединили практически все сети, которые есть в области, и получили единый тариф на передачу. В итоге перекрестное субсидирование ушло в сетевой тариф. Но при этом удалось сохранить как социальную стабильность, так и высокие темпы развития производства и приток инвестиций.

Таким образом, хотя полный уход от межотраслевого «перекреста» должен завершиться к 2011 году, регулирование в пользу населения будет сохраняться и реализовываться в этот период через сетевые тарифы. «Котловой» способ позволит осуществлять и территориальное регулирование, выравнивая тарифы в разных районах регионов.

Согласно Методическим указаниям установлен следующий порядок расчета тарифов на электрическую энергию (мощность), отпускаемую потребителям.

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):

Дэ = Д - Деэс (1, стр. 8).

Где

Дэ - потребность в финансовых средствах на деятельность по производству, передаче и распределению электрической энергии (мощности).

Д - общая потребность в финансовых средствах на деятельность по энергоснабжению по регулируемым видам деятельности.

Деэс - стоимость услуг энергоснабжающей организации по обслуживанию электрических сетей РАО «ЕЭС России» и услоуг, связанных с поддержанием надеж ого энергоснабжения потребителей, выведенных на ФОРЭМ.

Средние тарифы на электрическую энергию, отпускаемую потребителям региона от энергоснабжающей организации, определяются следующим образом:

Средний тариф на электрическую энергию (Тэср):

Тэср = (Дэ - Допт)/ Эопт; (руб./квт. ч). (1, стр. 9).

Допт - стоимость электрической энергии и мощности, поставляемой энергоснабжающей организацией на оптовый рынок, млн. руб.;

Эопт - полезный отпуск электроэнергии потребителям от энергоснабжающей организации, включая отпуск электроэнергии потребителям - перепродавцам, млн. кВт. ч.

Расчет дифференцированных тарифов на электроэнергию по категориям, группам и отдельным потребителям. Процедура расчета тарифов предусматривает определение двухставочных тарифов в качестве базы для утверждения тарифов на электроэнергию для всех категорий и групп потребителей, как для потребителей, применяющих двухставочные тарифы, так и для потребителей, применяющих одноставочные тарифы. В общем виде плата за потребляемые электрическую мощность и электрическую энергию (Ri) i_го потребителя определяется:

Ri = SUM Тijэм х Рijср.макс. + SUM Тijэ х Эij (1, стр. 9).

где: Тijэм - ставка тарифа для i_го потребителя на j_ом диапазоне напряжений за электрическую мощность, руб./кВт;

Рijср.макс. - расчетная мощность потребителя на j_ом диапазоне напряжений (тыс. кВт.) - среднее за период регулирования значение заявленной (или расчетной) мощности, рассчитанное на основании ежемесячных максимальных заявленных мощностей потребителя по формуле:

Ррасч = (SUMin Рn)/n, (кВт), (1, стр. 10).

где:

n - количество месяцев в периоде регулирования;

Рn - заявленная (расчетная) мощность в месяце n, считая от первого месяца в периоде регулирования;

Тijэ - ставка тарифа за энергию, руб./кВт. ч;

Эij - объем потребления электроэнергии, млн. кВт.

j - номер категории потребителей (ВН, СН, НН).

Значение ставки тарифа за электрическую мощность (Тiэм) для i_ой категории потребителей устанавливается 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_ой категории потребителей) и формирование обоснованного размера прибыли.

Общая величина эксплуатационных условно - постоянных затрат энергоснабжающей организации 3 постэ (отнесенных на электроэнергию) включает в себя следующие составляющие:

3 постэ = 3 пиэ + 3 сетивн + 3 сетисн + 3 сетинн + 3 постсист.э, (млн. руб.

Где: 3 пиэ - составляющая эксплуатационных условно - постоянных затрат, отнесенная на электростанции;

3 сетивн - составляющая эксплуатационных условно - постоянных затрат, отнесенная на электрические сети ВН 110 кВ (60 кВ) и выше, включая затраты энергоснабжающей организации по обслуживанию электрических сетей РАО «ЕЭС России»;

3 сетисн - составляющая эксплуатационных условно - постоянных затрат, отнесенная на электрические сети СН 6 - 35 кВ;

3 сетинн - составляющая эксплуатационных условно - постоянных затрат, отнесенная на электрические сети НН 0,4 кВ;

3 постсист.э - сумма общехозяйственных условно - постоянных затрат энергоснабжающей организации, 40% стоимости покупной электрической энергии (мощности) или стоимости покупной мощности - в случае применения двухставочных тарифов, а также недополученного дохода независящим от энергоснабжающей организации причинам выпадающих доходов.

Прибыль энергоснабжающей организации (отнесенная на электроэнергию) (Пэ) разносится между выделенными затратами (электростанций, электрических сетей ВН, СН, НН, общехозяйственными расходами) пропорционально рассчитанным условно - постоянным затратам.

Пэ = Пиэ + Пвн + Псн + Пнн + Ппостсист.э, (млн. руб.), (1, стр. 12).

Где:

Пиэ - часть расчетной балансовой прибыли энергоснабжающей организации по электрической энергии (мощности) отнесенной на электрические станции, млн. руб.

Пвн - часть расчетной балансовой прибыли энергоснабжающей организации по электрической энергии (мощности). отнесенной на электрическую сеть ВН 110 кВ (60 кВ);

Псн - часть расчетной балансовой прибыли энергоснабжающей организации по электрической энергии (мощности), отнесенной на электрическую сеть СН 35 - 6 кВ, млн. руб.

Пнн - часть расчетной балансовой прибыли энергоснабжающей организации по электрической энергии (мощности), отнесенной на электрическую НН 0,4 кВ, млн. руб.

Ппостсист.э - часть расчетной балансовой прибыли энергоснабжающей организации по электрической энергии (мощности), отнесенной на сумму: общехозяйственных расходов, 40% стоимости покупной электрической энергии (мощности) или стоимости покупной мощности - в случае применения двухставочных тарифов, а также недополученного дохода по независящим от энергоснабжающей организации причинам (выпадающих доходов).

Пиэ = Пэ х 3 пиэ/3 постэ.;

Пвн = Пэ х 3 сетивн/3 постэ;

Псн = Пэ х 3 сетисн/3 постэ;

Пнн = Пэ х 3 сетинн/3 постэ;

Ппостсист.э = Пэ - Пиэ - Пвн - Псн - Пнн;

3 сетивн = 3 сетисн + 3 сетинн + 3 сети; (1, стр. 13).

Расчет величины ставки тарифа производства электрической мощности на электростанциях энергоснабжающей организации.

Tэмпр = Sо / SUMi Pin (руб./квт.), (1, стр. 13).

где:

SUMi Pin - суммарная установленная электрическая (рабочая) мощность электростанций энергоснабжающей организации;

Sо - составляющая условно - постоянных затрат и прибыли в доле электростанций энергоснабжающей организации:

Sо = 3п иэ + Пиэ + 3 постсист.э х Зпиэ / (3 постэ - 3 постсист.э) + Ппостсист.э х Пиэ / (Пэ - Ппостсист.э), (млн. руб.) (1, стр. 14).

Расчет величины первой ставки тарифа на электрическую мощность энергоснабжающей организации, оплату по которой производят все категории потребителе.

Величина общей ставки тарифа за мощность Тэм1 рассчитывается путем деления S1 (составляющей постоянных затрат и прибыли энергоснабжающей организации, связанных с эксплуатацией тех видов оборудования, которые обеспечивают нормальное функционирование энергоснабжающей организации в целом, и должны быть возмещены
потребителями региона, вне зависимости от их принадлежности к конкретным категориям (группам)) на сумму средних за период регулирования значений заявленной (или расчетной) электрической мощности всех потребителей энергоснабжающей организации,
рассчитанной на основании помесячных максимальных заявленных:
мощностей потребителей.

Тэм1 = S1 / SUMi Piвн, сн. нн; (руб./квт.), (1, стр. 14).

Где:

SUMi Piвн, сн. нн - сумма средних за период регулирования значений заявленной (или расчетной) мощности, рассчитанная на основании помесячных максимальных заявленных (расчетных) мощностей всех потребителей, тыс. кВт;

S1 = 3п иэ + 3 сетивн + Пиэ + Пвн +3 постсист.э х (3 пиэ+ 3 сетивн) / (3 постэ -3 постсист.э) + Ппостсист.э х х (Пиэ + Пвн) / (Пэ - Ппостсист.э) - Допт - Деэс, (млн. руб.). (1, стр. 15).

Где:

Допт - сумма средств, получаемых энергоснабжающей организацией от продажи электроэнергии на ФОРЭМ.

Рассчитанная тарифная ставка является окончательной для потребителей, получающих электроэнергию из сети ВН (поскольку для электроснабжения данных потребителей отсутствует техническая и экономическая необходимость в эксплуатации и содержании электрических сетей и подстанций среднего и низкого диапазонов напряжения), Tэмвн = Tэм1

Расчет величины второй ставки тарифа на электрическую мощность энергоснабжающей организации, оплату по которой производят категории потребителей, получающих электрическую энергию (мощность) по сетям среднего и низкого напряжений.

Величина второй ставки тарифа за мощность Tэм1 рассчитывается путем деления величины S2 (составляющей условно - постоянных затрат и прибыли энергоснабжающей организации, связанных с эксплуатацией сетей и подстанций среднего напряжения) на сумму средних за период регулирования значений заявленной (или расчетной) мощности потребителей, получающих электрическую энергию (мощность) на среднем и низком диапазоне напряжений:

Тэм2 = S2 / SUMi Piсн.нн; (руб./квт.), (1, стр. 16).

Где:

SUMi Piсн.нн - сумма средних за период регулирования значений заявленной (или расчетной) электрической мощности, рассчитанная на основании помесячных максимальных заявленных (расчетных) мощностей потребителей, получающих электрическую энергию (мощность) на среднем и низком диапазоне напряжений, тыс. кВт;

S2 = 3 сетисн + Пснсист.э + 3 постсн х З /(3 сетисн - 3 постсист.э) + Ппостсист.э х Псн / (Пэ - Ппостсист.э), (млн. руб.) (1, стр. 16).

Сумма первой и второй тарифных ставок является окончательной потребителей, получающих электроэнергию из сети СН, (Tэмсн = Tэм1 + Тэм2).

Расчет величины третьей ставки тарифа на электрическую мощность энергоснабжающей организации, оплату по которой производят категории потребителей, получающих электрическую энергию (мощность) по сетям низкого напряжения.

Величина третьей ставки тарифа за мощность Тэм3 рассчитывается путем деления величины S3 (составляющей условно - постоянных затрат и прибыли энергоснабжающей организации, связанных с эксплуатацией сетей и подстанций низкого напряжения) на сумму средних за период регулирования значений заявленной (или расчетной) электрической мощности потребителей, получающих электрическую энергию (мощность) на низком диапазоне напряжений.

Тэм3 = S3 / SUMi Piнн (1, стр. 16-17).

где:

SUMi Piнн - сумма средних за период регулирования значения заявленной (или расчетной) электрической мощности, рассчитанная на основании помесячных максимальных заявленных (расчетных) мощностей потребителей, получающих электрическую энергию (мощность) на i_ом диапазоне напряжений, тыс. кВт.;

S3 = 3 сетинн + Пнн + 3 постсист.э х Зсетинн / (3 постэ - 3 постсист.э) + Ппостсист.э х Пнн /(Пэ - Ппостсист.э), (млн. руб.) (1, стр. 17).

Сумма тарифных ставок является окончательной для потребителей, получающих электроэнергию из сети НН (Tэмнн = Tэм1 + Тэм2 + Тэм3).

Расчет ставок тарифа за электрическую энергию. Значение ставки тарифа за электроэнергию (Тiэ) для i_ого потребителя устанавливается исходя из условия компенсации переменных затрат энергоснабжающей организации по производству, приобретению, передаче и распределению требуемого объема энергии до потребителя (топливные затраты, часть затрат на покупную электроэнергию, потери в электрических сетях).

Для потребителей, подключенных к сети ВН, тарифная ставка за энергию (Твнэ) определяется по формуле:

Твнэ = (bэ х Цтэ х Этэс + 0, б х Тпок х Эпок) / Эпо, (руб./кВт.ч.), (1, стр. 17).

где

Цтэ - цена топлива, руб./т.у.т;

Тпок - средний тариф на покупную электроэнергию энергоснабжающей организации от всех поставщиков (в случае применения двухставочных тарифов на покупную электроэнергию выражения (мощность) вместо (0, б х Тпок х Эпок) используются затраты на покупную электрическую энергию по ставке тарифа на электрическую энергию), руб./кВт.ч;

bэ - удельный расход условного топлива на отпуск 1 кВт.ч. электроэнергии, от собственных (арендуемых) электростанций энергоснабжающей организации;

Этэс - объем отпуска электрической энергии от собственных тепловых электростанций энергоснабжающей организации, млн. кВт.ч;

Эпо - а) для дефицитных энергоснабжающих организаций - отпуск электрической энергии из сети ВН собственным потребителям и в сети СН, НН,

- б) для избыточных энергоснабжающих организаций - суммарный отпуск электрической энергии из сети ВН собственным потребителям, сети СН, НН и на ФОРЭМ, млн. кВт.ч;