Тарифи як інструмент забезпечення ефективності діяльності енергопостачальних компаній
Ціноутворення на передавання електроенергії є основним етапом регулювання діяльності ЕК. У законі „Про природні монополії” встановлено, що при регулюванні цін (тарифів) на товари суб'єктів природних монополій враховуються: витрати, які, згідно з законами про оподаткування, відносяться на валові витрати виробництва та обігу; податки і збори (обов'язкові платежі) до бюджетів та до державних цільових фондів; вартість основних виробничих фондів, амортизаційні відрахування, потреби в інвестиціях, необхідних для відтворення основних виробничих фондів; очікуваний прибуток від можливої реалізації товарів за різними цінами (тарифами); віддаленість різних груп споживачів від місця виробництва товарів; відповідність якості товарів, що виробляються (реалізуються), потребам споживачів; державні дотації та інші форми державної підтримки.
Найважливішою задачею, яка ставиться перед тарифною системою на електроенергію, є забезпечення економічної ефективності ЕК. Під економічною ефективністю ЕК (economic efficiency of the power company) слід розуміти передавання електроенергії за найнижчою можливою собівартістю, здатність ЕК реагувати на зміну ринкового попиту шляхом передавання більшого обсягу електроенергії за високої якості, можливістю безперервного живлення споживачів, які цінують надійність електропостачання найбільш високо.
Ціноутворення на електроенергію є складним процесом, який залежить від багатьох чинників. Держава, яка уособлює інтереси усіх зацікавлених сторін, має знаходити такі вирішення проблем і суперечностей, щоб уникнути таких негативних проявів помилкової тарифної політики, як цінова дискримінація окремих груп споживачів, завищення рівня тарифів, що призводить до збитків споживачів та порушення їх фінансової рівноваги .
Енергопостачальні компанії, сферою діяльності яких є передавання та розподілення електроенергії, відносять до природних монополій (natural monopolies), стабільний стан яких є умовою економічного розвитку усіх галузей народного господарства. Беззаперечною перевагою природних монополій (ПМ) є можливість досягнення значної економії витрат на одиницю продукції при нарощуванні виробництва. Однак при цьому виникає необхідність державного регулювання (state regulation), оскільки ПМ не зацікавлені в зниженні цін, впровадженні нового обладнання та технологій. Основним завданням державного регулювання є підвищення ефективності ПМ і зниження вартості їх продукції шляхом створення пріоритетів для розвитку ефективних виробників, стимулюючи їх, водночас, до більш напруженої та інтенсивної роботи в інтересах суспільства.
За нестабільної економічної ситуації, несприятливих для бізнесу умов найефективнішим власником ПМ є держава, оскільки має усі засоби (кошти, вплив на законодавчі, економічні та господарські суб‘єкти), які потрібні для нормальної і стабільної роботи ринків ПМ, що позитивно впливає на економіку країни в цілому.
У періоди посилення ролі приватного бізнесу, покращення загальних умов, державі стає вигідним залучення коштів приватних інвесторів шляхом приватизації ПМ за умови збереження впливу держави на регулювання ПМ. Результати проведених у США статистичних досліджень енергетичних підприємств, які функціонують в умовах конкуренції та монополії, показали, що загальні витрати у розрахунку на одиницю кінцевої продукції підприємств, які функціонують в умовах конкуренції, порівняно з витратами підприємств, які є ПМ, у середньому на 16% нижчі. Причому такий результат досягається за рахунок поточних витрат, оскільки одноразові витрати на одиницю кінцевої продукції в енергетичних підприємств, які функціонують в умовах конкуренції, завжди є вищими, ніж у аналогічних підприємств, які є ПМ. Оскільки держава зацікавлена в ефективній роботі ПМ, які є гарантом стабільності в країні, то вона має створити усі умови для появи у ПМ ефективних власників, які будуть інвестувати необхідні обсяги коштів і будуть згодні на довгострокові перспективи повернення коштів та отримання прибутків.
Водночас, незалежно від власності, ПМ не схильні до добровільного підвищення ефективності діяльності і фінансування витрат, які не приносять прямого прибутку, а намагаються підвищити тарифи. ПМ традиційно залишаються байдужими до втрат продукції у мережах (води, тепла, електроенергії тощо), оскільки, згідно з існуючими методиками, вони відносяться на собівартість продукції. Проводити ж підвищення тарифів – недоцільно, бо це призведе до небажаних та негативних результатів в цілому по країні.
Практика показує, що в електроенергетичній галузі доцільним є застосування методів стимулюючого регулювання (incentive regulation), що основані на регламентуванні макроекономічних показників, які дозволяють забезпечити зниження витрат і покращити якість електропостачання. Для підвищення ефективності ЕК держава може застосовувати методи, основні з яких такі: регулювання норми прибутку; регулювання верхньої межі тарифу; регулювання верхньої межі доходу.
Метод регулювання норми прибутку (method of regulation of rate of return) оснований на обмеженні прибутку на певний обсяг витрат ПМ. Підприємство підраховує понесені за певний період витрати, а регулюючий орган встановлює обґрунтований рівень прибутку на вкладений капітал. Розрізняють регулювання норми прибутку, що встановлюється на визначений термін, та регулювання норми прибутку, що встановлюється регулюючим органом без зазначення терміну. Перевага регулювання норми прибутку, яка встановлюється на визначений термін, полягає у тому, що регулюючий орган вказаний період часу не переглядає структуру витрат та норму прибутку. Це дозволяє ПМ отримати додаткові прибутки за рахунок більш ефективного використання ресурсів в даному періоді. Регулювання норми прибутку без визначення терміну дозволяє як ПМ, так і регулюючому органу у будь-який час вимагати перегляду структури витрат, норми прибутку. У цьому випадку ПМ не зацікавлений ефективно використовувати ресурси.
Важливим питанням при регулюванні є визначення та обґрунтування норми прибутку. Регулюючий орган повинен брати до уваги рівень прибутковості, який був обіцяний інвесторам. Норма прибутку ПМ обмежується ціною капіталу та доходом на інвестиції.
Основними перевагами методу регулювання норми прибутку є його прозорість, ефективність, відносна легкість при впровадженні, орієнтація на регулювання ключових параметрів діяльності ПМ (витрати, інвестиції), прийняття рішень за реальними, а не прогнозованими показниками. Така модель може успішно використовуватись в умовах стабільної економічної ситуації, прогнозованого рівня інфляції. Застосування методу регулювання норми прибутку дозволяє регулюючим органам контролювати та обмежувати основні види монопольних зловживань і гарантувати інвесторам певний рівень прибутків на вкладений капітал.
Основними недоліками методу регулювання норми прибутку є перекладання на споживачів частини витрат, а також недостатність стимулів для інвестування у прогресивні технології.
Одним із ефективних методів стимулюючого регулювання, яке використовується на практиці, є регулювання верхньої межі тарифів (regulation of the top border of tariffs). Регулювання верхньої межі тарифів є вигідним для споживачів, бо у центрі уваги знаходиться найбільш важливий для споживачів показник – рівень цін. Ідея цього методу регулювання полягає у встановленні на обумовлений в договорі термін (4-5 років) формули розрахування тарифів
, (1.1)
де Tm,t – верхня межа тарифу на період t,
I – щорічний індекс інфляції,
X – показник збільшення ефективності,
Z – показник врахування непередбачених подій.
Водночас не визначення чітких принципів зміни Х може мати негативні наслідки. У разі фіксації Х підвищення ефективності компанії стає не добровільним, а примусовим. Підвищення ефективності і зниження витрат можуть бути перекриті більш жорстким Х у наступному періоді. Однак встановлення об’єктивного значення показника Х залежить від наявності інформації, якою володіє регулюючий орган.
Хоча регулювання верхньої межі тарифів і вважається найбільш ефективним методом, однак, застосування цього методу призводить до зниження стимулів для інвестицій.
Одним із варіантів регулювання верхньої межі тарифів є модель “складання набору контрактів”. Регулювальний орган укладає контракт, у якому обумовлюються різні варіанти та умови регулювання. Кожен з цих варіантів відрізняється різними значеннями дозволених тарифів та відповідною премією, розмір якої має бути більшим при нижчому рівні тарифів. При повторному складанні контрактів компанія отримує премію, яка була зазначена у попередньому контракті. За цього методу регулювання дуже важливим є правильне визначення можливостей щодо підвищення ефективності окремої компанії. Тому така модель потребує значного обсягу інформації.
У США з 1990 року застосовується метод регулювання верхньої межі доходу (regulation of the top border of income). Перехід до регулювання верхньої межі доходу був проведений завдяки спеціально розробленим правилам, в яких був описаний механізм переходу від традиційного для США методу регулювання норми прибутку. Процедура регулювання верхньої межі доходу є схожою до регулювання верхньої межі тарифів, але центральним показником, який регулюється, є дохід. Формула розрахування має такий вигляд:
, (1.2)
де – верхня межа доходу за період t.
Фіксований термін дії формули дозволяє ПМ отримувати всю економію від підвищення своєї ефективності. У цьому відношенні цей метод є кращим за регулювання норми прибутку.
Одним з недоліків цієї моделі є можливість непропорційної зміни рівня тарифів при зміні показника доходу. Було запропоновано використовувати модель обмеження верхньої межі тарифів з одночасним обмеженням верхньої межі доходу.
На сьогодні в Україні тарифи на передачу та постачання електричної енергії формуються за традиційним методом, який відомий у міжнародній практиці, як метод “витрати плюс”. Основний недолік цього методу полягає в тому, що він не заохочує суб’єктів господарювання до економії ресурсів, а навпаки, стимулює до завищення операційних витрат.
Лише для декількох компаній, пакет акцій яких був проданий на конкурсній основі стратегічним інвесторам у 2001 році, розрахування тарифів на передавання та постачання здійснюється із встановленням норми прибутку на вкладені інвестиції, та автоматичним коригуванням тарифів при зміні інфляційних факторів. За рахунок встановлення на сім років зафіксованих елементів витрат, які коригуються лише на інфляційні фактори, дозволило досягти того, що компанії зацікавлені в зменшенні операційних витрат та отриманні більшого прибутку.
Запровадження для всіх ЕК зазначеного механізму регулювання є однією із актуальних задач.
Крім того, на сьогодні більшість енергопостачальних ЕК мають ліцензію на транспортування електричної енергії місцевими (локальними) мережами та постачання електричної енергії за регульованим тарифом. Об’єднання двох видів діяльності однією юридичною особою призводить до перехресного субсидування однієї діяльності за рахунок іншої та, відповідно, до непрозорого тарифоутворення для цих видів діяльності.
Крім того, Директивою 2003/54/ЄС Європейського парламенту та ради стосовно спільних правил для внутрішнього ринку електроенергії, визначено, що системи розподілу і передавання повинні експлуатуватися окремими юридичними особами, які мають вертикально інтегровані підприємства.
Застосування механізму, при якому діяльністю з передавання електричної енергії місцевими (локальними) мережами та постачання електричної енергії не може займатися одна юридична особа, дасть можливість запровадити конкурентне середовище в такому виді діяльності, як постачання електричної енергії, що у кінцевому результаті приведе до зниження тарифів на електроенергію та дасть змогу більш прозоро здійснювати тарифну політику у монопольному виді діяльності - передачі електричної енергії місцевими (локальними) мережами.
Державне регулювання ціноутворення на електроенергію в Україні ґрунтується на принципах, що закладені у таких нормативних актах, як Закон України „Про електроенергетику”, Постанова НКРЕ „Про затвердження Правил Оптового ринку електричної енергії України”, Закон України “Про застосування тарифів на електроенергію”.
Органом, який здійснює державне регулювання у паливно-енергетичному комплексі України (fuel and energy complex of Ukraine), є НКРЕ. Основним напрямком діяльності НКРЕ є здійснення цінової і тарифної політики, видача ліцензій на право здійснення підприємницької діяльності та регулювання стосунків між суб’єктами ринків природних монополій в енергетичній сфері. Основними завданнями НКРЕ є:
– участь у формуванні та забезпеченні реалізації єдиної державної політики щодо розвитку і функціонування оптового ринку електроенергії, ринків газу, нафти та нафтопродуктів;
– державне регулювання діяльності суб'єктів природних монополій в електроенергетиці та нафтогазовому комплексі;
– сприяння конкуренції у сфері виробництва електричної енергії, постачання електричної енергії та газу, видобутку газу і нафти, зберігання та реалізації газу, нафти і нафтопродуктів;
– забезпечення проведення цінової і тарифної політики в електроенергетиці та нафтогазовому комплексі;
– забезпечення ефективності функціонування товарних ринків на основі збалансування інтересів суспільства, суб'єктів природних монополій та споживачів їх товарів і послуг;
– захист прав споживачів електричної і теплової енергії, газу, нафти і нафтопродуктів;
– розроблення і затвердження правил користування електричною енергією та газом;
– координація діяльності державних органів у питаннях регулювання ринків енергоносіїв;
– видача суб'єктам підприємницької діяльності ліцензій на виробництво, передачу та постачання електричної енергії;
– контроль за додержанням ліцензіатами умов здійснення ліцензованої діяльності.
Рішення НКРЕ є обов'язковими для виконання і не потребують узгодження з іншими центральними органами виконавчої влади України.
Оптова ціна, за якою електроенергія продається з оптового ринку, формується на підставі вартості електроенергії, закупленої в усіх виробників, а також з урахуванням витрат на утримання НЕК "Укренерго" (утримання магістральних мереж), ДП "Енергоринок" і надбавок до оптової ціни. При цьому закупівля електричної енергії від енергогенерувальних компаній ТЕС здійснюється на конкурентних засадах шляхом подання цінових заявок і включення в диспетчерський графік енергоблоків ТЕС в міру зростання їх заявленої вартості. Тарифи на виробництво електроенергії атомними електростанціями, гідроелектро-станціями та ТЕЦ встановлюються НКРЕ.
Відповідно до Правил ОРЕ, енергогенерувальні компанії на основі енергетичних характеристик обладнання, графіків початковонормативних питомих витрат палива та умовно-постійних станційних витрат на розрахунковий місяць щоденно подають цінові заявки Розпоряднику системи розрахунків Оптового ринку (РСР). Відповідно до заданого графіка навантаження, згідно з п. 5.5 Правил Енергоринку, РСР визначає погодинно ціну робочої потужності та на основі цінових заявок, згідно з п.5.2 - 5.4 Правил Енергоринку, – погодинний розмір граничної ціни системи. Сума цих величин складає погодинну оптову ціну закупівлі електричної енергії оптовим постачальником електричної енергії у генерувальних компаній:
де – гранична ціна системи, яка визначається за ціновою заявкою найбільш дорогого маневреного блоку для покриття попиту на кожну годину;
– плата за резерв потужностей.
Плата за резерв потужностей здійснюється для того, щоб заохотити виробників тримати свої потужності в резерві. Таким чином робиться спроба відобразити ймовірність того, що працюючих потужностей буде недостатньо для покриття потреб в електроенергії. Підвищення ціни є сигналом для виробників підвищити рівень виробітку, щоб покрити пікові навантаження системи.
Величина оплати розраховується як різниця між максимальною заявленою розрахунковою потужністю і прогнозом попиту на розрахунковий період (якщо ця різниця не перевищує 1000 МВт, то виробнику виплачується 50 дол./ МВт резервної потужності, а при її збільшенні, плата знижується за лінійною залежністю і при різниці, більшій 2000 МВт – плата відсутня).
Оптова закупівельна ціна, за якою електроенергію купують постачальники (Обленерго чи незалежні постачальники), визначається за формулою:
де – націнка, яка складається з трьох компонентів:
– плата за витрати виробників, не покритих за рахунок оптової ціни, наприклад, плата за обмеження, незапланований резерв потужностей, щоденні ринкові платежі і штрафи;
– плата за послуги високовольтної мережі;
– додаткова плата Енергоринку.
Ринок отримує плату в розмірі за всю електроенергію, поставлену енергопостачальній компанії (Обленерго). Однак виплати для працюючих за контрактом АЕС та ГЕС значно нижчі від оптової ціни. Цей надлишок, який виникає через різницю між і ціною в контракті, впливає на обернений зв’язок з Обленерго, виражений в зниженні ринкової оптової ціни.
Націнка розраховується за формулою:
де - штрафи; - електроенергія, вироблена АЕС; ЦАЕС - ціна електроенергії, виробленої АЕС за контрактом.
На основі цих даних необхідно для кожного розрахункового періоду визначити оптові ціни для виробників та постачальників, а також середню ринкову ціну для постачальників.
Середньодобова ринкова ціна для постачальника визначається:
де m – кількість розрахункових періодів тривалістю одна година, на основі яких визначається середня ринкова ціна.
Відповідно до Правил Оптового ринку електроенергії України, за рахунок оптової ціни компенсуються збитки ЕК від здійснення постачання електроенергії міському транспорту та побутовим споживачам, а також у разі розрахунків за зонними тарифами. За рахунок оптової ціни компенсуються також збитки постачальників за регульованим тарифом від здійснення постачання електроенергії побутовим споживачам із числа громадян, які, відповідно до законодавства, мають пільги в оплаті електроенергії, але для яких законодавчо не визначені джерела фінансування наданих пільг. Частково це здійснюється за рахунок ціни електроенергії працюючих за контрактом АЕС та ГЕС, які значно нижчі від оптової ціни.
Система роздрібних тарифів (retail tariffs) повинна виконувати ряд функцій, першочерговими з яких є такі 22:
– відшкодування реальних витрат на вироблення, передачу і розподілення електроенергії, а також отримання справедливого прибутку для ЕК;
– стимулювання споживачів до участі в зниженні дефіциту потужності в енергосистемі;
– стимулювання енергозбереження у споживачів.
Найбільш простою тарифною системою, яка стимулює споживачів до зменшення нерівномірності споживання, є двоставкова система.
Двоставковий тариф складається з основної річної плати за кіловат абонованої потужності, що бере участь в максимумі навантаження енергосистеми, і додаткової плати за кіловатгодину, відпущеної споживачу електроенергії. Абонентна плата за потужність компенсує умовно-постійні витрати. Умовно-постійні витрати Обленерго, які не залежать від виробництва електроенергії і визначаються величиною основного капіталу, забезпечують створення генерувальних потужностей і підтримання їх в готовності до несення навантаження. Тому їх ще називають „витратами на забезпечення потужності”, чи „витратами по навантаженню”. Зокрема, до них відносяться амортизаційні відрахування, витрати по експлуатації і ремонту обладнання, деякі податки.
Плата за відпущену електроенергію (змінна складова плати) залежить від кількості реалізованої електроенергії і режиму її споживання (за часом доби). Вона компенсує змінну складову витрат, зокрема, паливну складову.
Як показник абонованої потужності застосовується приєднана потужність електроприймачів, або максимальне навантаження споживача, а також навантаження в години піку (суміщеного максимуму) енергосистеми. Кожний з цих підходів має свої переваги та недоліки. Розподіл загальних постійних витрат між споживачами пропорційний, наприклад, їх максимальним навантаженням, не враховує участі цих споживачів у формуванні суміщеного максимуму. Проте вважається, що постійні витрати необхідно більшою мірою відносити на тих споживачів, у яких максимальне навантаження збігається за часом з загальним піком, що створюється всіма споживачами енергосистеми. Метод відповідальності за загальний максимум повністю звільняє позапікових споживачів від участі у відшкодуванні витрат на забезпечення потужності, що є недопустимим і є його недоліком.
Одноставковий тариф припускає оплату лише за спожиту електроенергію. Він не потребує використання складних приладів обліку електроенергії. Однак він не стимулює споживачів до енергозбереження, оскільки при відсутності споживання постійні витрати енергетичної компанії взагалі не оплачуються. Крім того, плата зростає пропорційно споживанню, що призводить до відриву тарифу від вартості обслуговування.
Диференціація тарифних ставок (differentiation of tariff rates) відповідає основному принципу ціноутворення: тарифи повинні формуватись на основі максимального врахування повних витрат на виробництво, передавання та розподілення електроенергії, які змінюються в досить широких межах в залежності від часу виробництва електроенергії, умов енергопостачання і енерготехнологічних характеристик різних споживачів. Тому ставки оплати за потужність і енергію повинні диференціюватись в часовому просторі, за групами і категоріями споживачів, а також за видами процесів електроспоживання.
Часова диференціація тарифів викликана нерівномірністю електроспоживання і полягає в застосуванні ставок, диференційованих за зонами доби, днями тижня і сезонами року. В години нічного мінімуму навантаження енергосистеми, коли є вільні потужності і приріст виробітку можливий з найменшими витратами, встановлюються занижені ставки оплати за електроенергію. Навпаки, в години пікових навантажень пропонуються максимальні тарифи. В залежності від характеру річного графіка навантаження енергосистеми, встановлюються різні ставки для зимового і літнього сезонів. Такий підхід до тарифів на електроенергію стимулює збільшення споживання її в позапікові періоди, що, як відомо, веде до зниження загальних витрат і середньої ціни.
Диференціація тарифних ставок за зонами доби потребує додаткових витрат, пов’язаних з організацією обліку споживання електроенергії. Тому важливо чітко визначити її мету. В першу чергу, такі тарифи можна запропонувати тим споживачам, які мають реальні можливості і які можуть знизити пікове навантаження або збільшити електроспоживання в години спаду навантаження (організація додаткових змін в промисловості, впровадження акумуляційних систем опалення і гарячого водопостачання в побуті та ін.). Також вони можуть застосовуватись для енергоємних промислових підприємств з рівномірним графіком навантаження споживачів. Водночас недоцільним є впровадження диференційованих за зонами доби тарифів для споживачів, які внаслідок технологічних обмежень чи певного стилю поведінки, не можуть і не збираються змінювати режим електроспоживання.
Диференціація за групами споживачів (промисловість, населення, сільське господарство, транспорт) обумовлена галузевими відмінностями в режимах електроспоживання, обсягах попиту на енергію і потужність, витратах на електророзподіл. Так, питома вартість обслуговування крупного промислового споживача з високим коефіцієнтом завантаження, який отримує електроенергію безпосередньо від високовольтної ЛЕП і який має власну трансформаторну підстанцію, значно відрізняється від витрат електропостачання побутового споживача з нерівномірним, протягом доби, навантаженням та потребою в додаткових понижувальних підстанціях і низьковольтній розподільчій мережі.
В промислово розвинутих країнах тарифи для населення, як правило, істотно вищі, ніж для промислових підприємств. В Україні низькі тарифи на електроенергію підтримуються „перехресними” субсидіями від промисловості, що завищує ціни на промислові товари та послуги і заохочує неекономне споживання електроенергії в побуті. Однак вихід на цінові пропорції, які відображають реальне співвідношення витрат електропостачання, вимагає часу і повинен здійснюватись поетапно в міру розробки та апробації механізмів соціального захисту малозабезпечених груп населення.
Диференціація за категоріями споживачів застосовується з метою більш повного врахування енерготехнологічних характеристик представників основних тарифних груп. В промисловій групі окремих споживачів можна об’єднати в категорії за такими параметрами, як тип виробництва (дискретне, безперервне), приєднана потужність чи максимальне навантаження, категорія надійності електропостачання.
Отже, з врахуванням витрат електропостачання, наприклад, електрометалургійний завод повинен платити за 1 кВт·год менше, ніж машинобудівний, крупні підприємства менше, ніж невеликі, а високовольтний споживач менше від низьковольтного.
Спеціальні тарифи розробляються з метою:
- підвищення енергоефективності в споживчому секторі;
- фінансової підтримки окремих споживачів;
- соціального захисту.
Тарифи управління енергоефективністю можуть бути запропоновані споживачам енергокомпанією в межах програми управління попитом, а також регулюючими органами в процесі реалізації регіональної енергетичної стратегії. Один з підходів, спрямованих на лібералізацію тарифної політики при посиленні взаємодії енергокомпанії з споживачами, полягає в наступному. Для групи промислових споживачів розробляється комплект моделей багатоставкового тарифу на електроенергію (тарифне „меню”), які стимулюють різні напрямки раціоналізації електроспожи-вання в залежності від енерготехнологічних і функціональних характе-ристик споживачів. Кожний споживач вибирає з запропонованого набору найбільш прийнятну для себе модифікацію. При цьому враховуються такі фактори:
- прогноз зростання обсягів виробництва і зменшення електроєм-ності продукції;
- резерви економії електроенергії і підвищення рівня електри-фікації;
- перспективні режими електроспоживання (в добовому і річному періодах);
- можливості підвищення коефіцієнта потужності в електроме-режах.
Після вибору тарифної моделі споживач заявляє її енергокомпанії, що фіксується в договорі. Після закінчення контрактного періоду допускається зміна моделі. Реалізуючи вибрану модель за допомогою відповідних проектів і заходів з раціоналізації, споживач сам знижує для себе вартість 1 кВт·год електроенергії, зменшуючи при цьому споживання електричної енергії.
Тарифи фінансової підтримки застосовуються за несприятливої для енергетичних підприємств-споживачів ринкової кон’юнктури, а також при кризових ситуаціях в економіці. Одним з можливих варіантів може бути гнучкий договірний тариф на електроенергію, який змінюється в залежності від ціни продукції підприємства-споживача. Якщо ціна знижується при скороченні попиту нижче за відповідну межу, знижується і тариф. Якщо ціна на продукцію споживача електроенергії почала зростати, то, починаючи з деякого рівня, зростає і тариф. Так вдається узгодити інтереси споживача, енергопостачальної компанії і регіону.
Соціально орієнтовані тарифи враховують обсяги електроспожи-вання в різних за матеріальним забезпеченням, групах населення, тип житла (окремий будинок чи багатоквартирний будинок), частку витрат на електропостачання в сімейному бюджеті. Зокрема, ціна на електроенергію може зрости зі збільшенням споживання, оскільки вважається, що сім’ї з низькими доходами мають менше електроприймачів. Це стимулює зростання електроспоживання в будинках, де живуть малозабезпечені сім’ї, в той час, як споживачі з великим обсягом будуть його скорочувати.
Згідно з вимогами постанови Кабінету Міністрів України від 15.08.2005 р. № 745 „Про перехід до єдиних роздрібних тарифів на електричну енергію, що відпускається споживачам”, в Україні завершується перехід до єдиних роздрібних тарифів за спожиту електроенергію, які встановлюються НКРЕ для кожної групи споживачів (на сьогоднішній день в Україні виділено дві групи – промислові та побутові споживачі) і кожного класу напруги (два класи напруги: перший – 35-110-154 кВ, другий – 0,38-6-10 кВ). Перерозподіл коштів між ЕК областей-донорів і областей-реципієнтів проводиться за рахунок вирівнювальних платежів.
Державне регулювання роздрібних тарифів на електроенергію в Україні ґрунтується на постановах НКРЕ від 26.08.2005р. № 707 „Про затвердження Порядку розрахунку єдиних роздрібних тарифів на електричну енергію, що відпускається для кожного класу споживачів, крім населення, населених пунктів та зовнішнього освітлення, на території України”, від 22.01.2001р. № 47 „Про затвердження Порядку формування роздрібного тарифу на електроенергію для споживачів (крім населення і населених пунктів) ліцензіатами з постачання електроенергії за регульованим тарифом”, від 25.05.2006р. № 654 „Про затвердження Положення про порядок подання, визначення та затвердження економічних коефіцієнтів нормативних технологічних витрат електроенергії” тощо.
Роздрібний тариф на електроенергію споживачів і-ої групи, j-го класу напруги визначають на основі оптової ринкової ціни, тарифів на постачання та передавання електроенергії і економічних коефіцієнтів технологічних витрат на передавання електроенергії, затверджених НКРЕ (1.3)
де – середня оптова ринкова ціна на електроенергію; , – тарифи на передавання та постачання електроенергії для, відповідно, j–го класу напруги та і–ї групи споживачів; – економічні коефіцієнти нормативних технологічних витрат електроенергії в мережах, якими вона пройшла до кінцевого споживача.
Тариф на передавання електричної енергії в мережах j-го класу напруги:
де – витрати на передавання електроенергії на напругах, що віднесені до j-го класу; – електрична енергія, яка передається на напругах, що віднесені до j-го класу.
Тариф на постачання електричної енергії для споживачів 1-ої групи (промислові та інші підприємства):
де – витрати на постачання електроенергії;
– обсяг електроенергії, спожитої, відповідно, 1-ю і 2-ю групами споживачів;
К – коефіцієнт складності при виконанні ліцензованої діяльності з постачання електроенергії споживачам 2-ї групи (побутові споживачі).
Диференціація тарифних ставок відповідає основному принципу ціноутворення: тарифи повинні формуватись на основі максимального врахування повних витрат на виробництво, передавання та розподілення електроенергії, які змінюються в досить широких межах залежно від часу виробництва електроенергії, умов енергопостачання і енерготехнологічних характеристик різних споживачів. Тому ставки оплати потужності і енергії повинні диференціюватись в часовому просторі, за групами і категоріями споживачів, а також за видами процесів електроспоживання.
Диференціація для промислових споживачів обумовлена галузевими відмінностями в режимах електроспоживання, обсягах попиту на енергію і потужність, витратами на передавання електроенергії. Так, питома вартість обслуговування потужного промислового споживача, який отримує електроенергію безпосередньо від високовольтної мережі ПЕМ і який має власну трансформаторну підстанцію, значно відрізняється від витрат електропостачання малопотужного споживача з потребою в додаткових понижувальних підстанціях та низьковольтній розподільчій мережі.
Нерівномірність графіків навантаження разом з несприятливими факторами, такими як дефіцит пікових потужностей ГЕС, збільшення частки виробітку електроенергії АЕС, зниження маневреності енергоблоків ТЕС із–за витіснення мазуту і газу із паливного балансу, низької якості вугілля і зносу енергетичного обладнання, створює величезні труднощі в проходженні максимумів навантаження і нічних провалів добових графіків і, як наслідок, призводить до обмеження і відключення споживачів особливо в осінньо-зимовий період, що змушує вдосконалювати комплекс організаційно-економічних заходів по управлінню навантаженнями. Серед них:
впровадження схем погодинного комерційного обліку надходження електроенергії в розподільчі мережі;
використання економічних стимулів для ЕК в регулюванні сумісного добового графіка навантаження загальної енергетичної системи (зниження потужності споживання в години максимуму і перенесення її на нічні години).
Згідно з Постановою НКРЕ №1358 від 6.12.02 р. ставка зонного тарифу для споживачів j-го класу напруги визначається як добуток роздрібного тарифу для споживачів j-го класу напруги на тарифний коефіцієнт kі відповідного періоду доби,
де j – клас напруги; i – періоди доби: ніч (н), напівпік (нп), пік (п);
kі – тарифний коефіцієнт трьох періодів доби: тривалістю год.
Впровадження диференційованих за часом цін на ринку електро-енергії є досить складним завданням. Це пов’язано з тим, що більшість споживачів, особливо крупні промислові об’єкти, характеризуються значною інерційністю в прийнятті управлінських рішень щодо зміни режимів виробничих (технологічних) процесів, а також зі складнощами безпосередньої їх реалізації. За даними НКРЕ, кількість споживачів, які перейшли на диференційовані в часі ціни з моменту їх впровадження на роздрібному енергоринку України в 1995 р., не досягає навіть 5%, що говорить про недостатню ефективність стимулювання споживачів до переходу на розрахунок за диференційованими в часі цінами.
Існує дві причини, які стримують широке впровадження споживачами диференційованих за часом тарифів на електроенергію:
1) невигідність для ряду споживачів впровадження диференційованих за часом тарифів та відсутність стимулювання споживачів у разі переходу їх на диференційовані за часом тарифи;
2) необґрунтованість тарифних коефіцієнтів диференційованих за часом тарифів з погляду відповідності витрат на виробництво та передавання електроенергії.
Зупинимось на першій з них. Пільговий нічний тариф для споживачів j-го класу напруги Equation.3 зумовить економію витрат споживача
Перевитрати в піковому періоді складуть
Якщо економія в нічний період не перекриває перевитрат за піковий період, то споживачам невигідно застосовувати зонний тариф.
Припустимо, що середня потужність споживача Рс = 22 МВт за такого графіка навантаження промислового підприємства (рис. 1.3):
МВт;
Рисунок 1.3 – Добовий графік навантаження промислового підприємства
Роздрібний тариф на електроенергію складає = 336 грн./ МВт·год, при таких коефіцієнтах за зонами доби: kН = 0,3; kП = 1,8; kНП = 1,02.
Тоді: ЦН = 100,8 грн./МВт·год; ЦП = 604,8 грн./ МВт·год; ЦНП =
342,7 грн./ МВт·год.
Економія електроенергії визначається за формулою:
=
= (22 – 9) 100,8·7 + (22 – 22) 342,7·8 + (22 – 15) 342,7·3 = 16369 грн.
Перевитрати електричної енергії в піковому і напівпіковому періодах можна визначити так:
=
= (33 – 22)604,8·3 + (31 – 22)604,8·3 = 36288 грн.
Різниця між економією та перевитратами становить
ΔЕ = ЕЕ – ПВ = 16369 – 36288 = –19919 грн.
У даному випадку перевитрати значно перевищують економію, тому підприємству не вигідно переходити на диференційовані за часом тарифи.
Порядок надання ліцензіатам з постачання електричної енергії за регульованим тарифом компенсації втрат від здійснення постачання електроенергії споживачам за тарифами, диференційованими за періодами часу, регламентовано в [27].
Оплата за споживання і генерування реактивної електроенергії (pay for reactive electric power) визначається згідно з методикою 28, 29 за формулою:
П = П1 + П2 – П3,
де П1 – основна оплата за споживання і генерування реактивної потужності; П2 – надбавка за недостатнє оснащення електричної мережі споживача засобами компенсування реактивної потужності (КРП); П3 – зниження оплати за споживання і генерування реактивної електроенергії в разі участі споживача в оптимальному добовому регулюванні режимів мережі ЕК в розрахунковий період.
Основна оплата за спожиту і генеровану реактивну електроенергію визначається за формулою:
де n – число точок розрахункового обліку реактивної енергії;
– кількість спожитої реактивної енергії в точці обліку за розрахунковий період, кваргод;
– кількість генерованої реактивної енергії в мережу ЕК в точці обліку за розрахунковий період, кваргод;
К=3 – нормативний коефіцієнт урахування збитків енергосистеми від генерування реактивної електроенергії з мережі споживача;
– економічний еквівалент реактивної потужності (ЕЕРП), який характеризує частку впливу реактивного перетоку в точці обліку на техніко- економічні показники в розрахунковому режимі, кВт/квар;
c0 – фактична середня закупівельна ціна на електроенергію, що склалася за розрахунковий період, грн./ (кВтгод).
За умови зонного обліку реактивної електроенергії, плата за генерування нараховується тільки в зоні нічного провалу добового графіка.
Надбавка за недостатнє оснащення електричної мережі споживача засобами КРП визначається за формулою:
де ;
– нормативне базове значення коефіцієнта стимулювання капітальних вкладень у засоби КРП в електричних мережах споживача;
– фактичний коефіцієнт реактивної потужності споживача в середньому за розрахунковий період .
Зниження плати П3 за споживання та генерування реактивної електроенергії можливе за умов достатнього оснащення електричної мережі споживача засобами КРП, наявності зонного обліку спожитої і генерованої електроенергії, виконання споживачем обумовленого ЕК добового графіка споживання і генерування реактивної електроенергії та наявності його оперативного контролю.
Недоліки методики були детально проаналізовані на засіданні круглого столу з проблемних питань КРП і знайшли відображення в думці його більшості 30. Одним із найважливіших недоліків є те, що проблеми, які пов’язані з перетіканням реактивної енергії в мережах ЕК, і заходи щодо їх розв’язання були перекладені, в основному, на споживачів електроенергії, внаслідок цього погіршилось і без того недостатнє оснащення електричних мереж та вузлів навантаження ЕК засобами КРП. Причому прийняття заходів щодо підвищення рівня компенсації споживачів ніяк не стимулюється.
Істотним недоліком методики є те, що економічний еквівалент реактивної потужності розраховується для максимального режиму, як „найбільш достовірного”, а плата здійснюється за споживаною реактивною енергією. Внаслідок цього, споживачі платять приблизно в 1,5 рази більше. Отже, використання максимальних навантажень, не може бути прийнятним для визначення розподілення втрат між споживачами. І це, незважаючи на те, що втрати електроенергії, які зумовлені, в тому числі, і перетіканням реактивної потужності, вже включені у роздрібні тарифи на електроенергію.
1.3 Особливості формування витрат в енергопостачальних компаніях
Собівартість виробництва, передавання і постачання електричної енергії (the cost price of manufacture, transmission and distribution of electric energy) є основним ціноутворювальним фактором енергопостачального підприємства. На основі розрахунку елементів витрат планують потребу енергопостачальних підприємств в обігових засобах, визначають їх фактичні витрати і складають загальну калькуляцію витрат виробництва.
Витрати ЕК (expenses of the power company) складаються з вартості купованої енергії, витрат операційної діяльності і фінансових витрат. До витрат операційної діяльності відносять виробничу собівартість електричної енергії (собівартість її передавання та постачання), технологічні втрати електроенергії, адміністративні витрати та інші операційні витрати, які не пов’язані безпосередньо з виробництвом електричної енергії, її передаванням та постачанням. Виробнича собівартість передавання і постачання електричної енергії, згідно з методичними рекомендаціями [33], складаються з прямих матеріальних витрат (витрат на паливо, воду, енергію, допоміжні матеріали, запасні частини), заробітної плати, відрахувань на соціальні заходи, амортизації основних засобів, втрат електричної енергії тощо. Оскільки складова вартості технологічних витрат має порівняно велику питому вагу, то вони виділені в окрему статтю витрат.
Однією з найбільш важливих задач є вдосконалення механізму стимулювання ЕК до зниження понаднормативних витрат електроенергії. Заохочення ЕК до зменшення витрат електроенергії здійснювалося шляхом: включення частки понаднормативних витрат електроенергії для споживачів другого класу напруги до роздрібного тарифу під зобов'язання ліцензіатів знизити понаднормативні витрати не менше, ніж на половину від включеної в тариф частки понаднормативних витрат; передбачення в тарифі на передавання електроенергії коштів для проведення закупівлі нових чи модернізації діючих засобів комерційного обліку та поліпшення збутової роботи; застосування коригувальних коефіцієнтів до зменшення відрахування коштів на поточні рахунки ЕК при невиконанні ними планів щодо зниження понаднормативних витрат електричної енергії.
З метою створення умов щодо зацікавленості ЕК до подальшого зниження понаднормативних витрат електроенергії, НКРЕ постановою від 26.10.2006 №1419 внесла зміни до Порядку визначення відрахувань коштів на поточні рахунки постачальників електроенергії за регульованим тарифом та на поточний рахунок зі спеціальним режимом використання оптового постачальника електроенергії, якими з 1 листопада 2006 року при визначенні коригувальних коефіцієнтів відрахувань коштів граничний рівень співвідношення понаднормативних витрат електроенергії та нормативних витрат електроенергії зменшений з 10 % до 5 %.
За рахунок запроваджених НКРЕ заходів впливу на ЕК, у тому числі стимулювання збільшення коштів для розвитку матеріальної бази ЕК у межах виконання інвестиційних програм, досягнуто зменшення рівня фактичних технологічних витрат у мережах обласних ЕК у 2006 році до 19441,24 млн. кВт·год. або 12,31 % від загального надходження електричної енергії в мережі, що на 10 % менше, ніж у 2005 році. При цьому понаднормативні витрати електроенергії у 2006 році знизились до 0,89 %, порівняно з 1,69 % у 2005 році.
Враховуючи високий рівень величини складової технологічних витрат у структурі роздрібних тарифів на електричну енергію, значні відхилення фактичних витрат електричної енергії від нормативних в енергопостачальних компаніях, НКРЕ вважає за необхідне посилити рівень контролю за об'єктивним визначенням нормативних показників технологічних витрат.
Технологічні витрати електроенергії (technological expenses of the electric energy) в електромережах складаються з комерційних та технічних (технологічних) втрат. Комерційні втрати електроенергії (commercial losses of the electric energy) можна розділити на три складові. Перша пов’язана з похибками вимірювань відпущеної в мережу і корисно відпущеної електроенергії споживачам, друга складова визначається заниженням корисного відпуску через недоліки енергозбутової діяльності і крадіжки електроенергії, третя – заборгованістю оплати електроенергії.
Електроенергія – вид продукції, транспортування якої здійснюється за рахунок певної частини самої продукції. Тому технічні втрати електроенергії під час її передавання неминучі. Вони зумовлені конструктивними параметрами мережі і фізичними процесами, які протікають в провідниках при передаванні по них електроенергії. Згідно з Правилами користування електричною енергією, технічні втрати – це сума втрат електричної енергії в елементах мереж, витрат електричної енергії на власні потреби підстанцій та витрат електричної енергії на плавлення ожеледі.
Для визначення втрат електричної енергії в розподільних мережах (losses of electric power in distributive networks) Методикою [39] рекомендується формула:
, (1.4)
де W, Wp – споживання активної та реактивної енергії;
Кф.а, Кф.р – коефіцієнти форми графіків активних та реактивних навантажень;
U – еквівалентне значення напруги, яке враховує зміну напруги як в часі, так і в кожній точці електричної мережі;
R – еквівалентний опір мережі.
З (1.4) видно, що втрати електроенергії визначаються обсягами споживання активної та реактивної енергії, нерівномірністю графіків навантажень споживання активної та реактивної потужності, які характеризуються відповідними коефіцієнтами їх форми, напругою та опором мережі. Для врахування нерівномірності графіків навантажень в [39] використано підхід, який ґрунтується на використанні, так званих, універсальних графіків навантаження за тривалістю (графіків Россандера).
Перехід від ринку „єдиного покупця” до конкурентного ринку електроенергії, поставив нову задачу розподілення втрат електричної енергії (distribution of electrical energy losses), які виникають в електричних мережах, між споживачами. Це пояснюється тим, що під час фінансових (комерційних) розрахунків необхідно визначити частки втрат, що належать власнику електричної мережі і конкретному споживачу. Розподілення втрат електроенергії між споживачами відіграє важливу роль під час стимулювання заходів з енергозбереження, розрахуванні роздрібних цін на електроенергію, що відпускається субабонентам, розрахуванні плати за перетікання реактивної потужності. Складність цієї проблеми пояснюється тим, що втрати мають близьку до квадратичної залежність від навантаження споживачів.
Література
1. Багиев Г.Л. Маркетинг и стимулирование сбыта в системах энергетики / Г.Л. Багиев, Д.М. Воскобойников. – Рига : ЛИЦ, 2000. - 195с.
2. Белявский И.К. Маркетинговое исследование: информация, анализ, прогноз: учеб. пособ. / И.К. Белявский. – М.: Финансы и статистика, 2001. – 320с.
3. Бурбело М.Й. Ринок енергії : навч. посіб. / М.Й. Бурбело, О.О. Бірюков, Л.М. Мельничук. – Вінниця: ВНТУ, 2010. – 126 с.
4. Волконский В.А. Оптимальные тарифы на электроэнергию - инструмент энергосбережения / В.А. Волконский, А.И. Кузовкин. - М. : Энергоатомиздат, 1991. – 160 с. 37
5. Гительман Л. Д. Эффективная энергокомпания: Экономика. Менеджмент. Реформирование / Л. Д. Гительман, Б. Е. Ратников. – М. : ЗАО “ОлимпБизнес”, 2002. – 544 с.
6. Головкин П. И. Энергосистема и потребители электрической энергии / П. И. Головкин. - 2-е изд., перераб. и доп. - М. : Энергоатомиздат, 1984. - 360с.
7. Гордеев В.И. Регулирование максимума нагрузки промышленных электрических сетей / В.И. Гордеев. -М. : Энергоатомиздат, 1988. – 272 с.
8. Дьяков А. Ф. Менеджмент и маркетинг в электроэнергетике: учебное пособие для вузов / А. Ф. Дьяков, В. В. Жуков, Б. К. Максимов, В. В. Молодюк; под ред. А.Ф. Дьякова. – 3-е изд., стереот. – М. : Издательский дом МЭИ, 2007. – 504 с.
9. Косар Н. С. Інформаційні системи регіональних енергоринків / Н. С. Косар, І. П. Таранський. - К. : УБЕНТЗ, 2001. - 64 с.
10. Котлер Ф. Основы маркетинга. Профессиональное издание / Ф. Котлер, Г. Армстронг. – 12-е изд. - М. : ООО “И.Д. Вильямс”, 2009. – 1072 с.
11. Крикавський Є. Промисловий маркетинг і логістика : навч. посіб. для студ. екон. спец. / Є. Крикавський, Н. Чухрай. – Львів : Державний ун-т “Львівська політехніка”, 2003. - 306 с.
12. Михайлов В.В. Потребление электрической энергии – надежность и режим / В.В. Михайлов, М.А. Поляков. - М. : Высш. школа, 2000. - 143с.
13. Можаева С.В. Экономика энергетического производства : учеб. пособие / С.В. Можаева. - СПб. : Изд-во СЗТУ, 2006. - 201 с.
14. Папков Б. В. Электроэнергетический рынок и тарифы / Б. В. Папков. – Нижний Новгород: Нижегородский государственный технический университет, 2002. - 250 с.
15. Перцовский Н.И. Международный маркетинг : учебн. пособ. / Н.И. Перцовский, И.А. Спиридонов, С.В. Барсуков. – М. : Высшая школа, 2001. - 239с.
16. Савінов А.М. Маркетингові долідження в енергетиці : навч. посіб./ А.М. Савінов – К. : НАУ, 2005. – 125 с.
17. Сніжко С. В. Менеджмент у паливно-енергетичному комплексі: навч. посібник / С. В. Сніжко, К. О. Великих. – Х. : ХНАМГ, 2009. – 344 с.
18. Старостін А. Промисловий маркетинг. Теорія та господарські ситуації : підруч. для студ. екон. спец. / А. Старостін. - К. : “Іван Федоров”, 2004. – 400 с.
19. Тєлєтов О.С. Маркетингові дослідження : навч. посіб. для студ. вищ. навч. закл. / О. С. Тєлєтов. - К. : Знання України, 2010. - 299 с.