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

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[4].

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).

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19, 20