Добавил:
Upload Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз: Предмет: Файл:
курс лекций Экономика энергетики.docx
Скачиваний:
95
Добавлен:
27.11.2019
Размер:
1.85 Mб
Скачать

Контрольные вопросы:

1. Назовите стадии инвестиционного цикла и дайте их краткую характеристику,

2. Какая исходная информация необходима для оценки эффективности инвестиционного проекта?

3. Какие простые и интегральные критерии финансово-экономической эффективности инвестиций и в чем их принципиальное отличие?

4. Для чего используются понятия будущей (наращенной) и текущей (дисконтированной) стоимости?

5. Что такое норматив дисконтирования и от чего он зависит?

6. Каким образом учитываются инфляция и риски в нормативе дисконтирования?

7. Какая взаимосвязь между чистым дисконтированным доходом, внутренней нормой доходности и нормативом дисконтирования?

Список используемой литературы

1.Сборник задач и деловые игры по экономике и управлению энергетическим производством/ П.П. Долгов и др.- М.: Высш. шк. ,1991

2.Чернухин А.А. Экономика энергетики СССР.- М.: Высш. шк. ,1980

3. Щмален Г. Основы и проблемы экономики предприятия.- М.: Финансы и статистика,1996.

Тема 8. Ценообразование в электроэнергетике

8.1. Понятие цены и тарифа

Понятие цены и тарифа как дифференцированной цены является важной технико-экономической категорией, от которой зависят основные показатели производственно-хозяйственной деятельности, т.е. финансовая и экономическая устойчивость предприятия. Дифференциация цен на энергетическую продукцию (как, впрочем, и в некоторых других отраслях, например, на транспорте) производятся по нескольким признакам:

  • по числу часов использования максимума энергопотребления;

  • по участию потребителя в максимуме нагрузки энергосистемы;

  • по заполнению суточного графика нагрузки;

  • по уровню энергопотребления и др.

Тарифы на электрическую энергию и мощность можно классифицировать следующим образом:

  • тариф по счетчику электроэнергии с единой оплатой за 1 кВт∙ч независимо от объема потребленной электроэнергии (прямо пропорциональная оплата потребленной электроэнергии);

  • тариф по счетчику электроэнергии с единой оплатой за 1 кВт∙ч независимо от объема потребленной электроэнергии и абонентной платы, учитывающей фиксированные платежи, связанные с затратами на считывание показаний счетчиков, калькуляцию счетов, ведение отчетности по счетам пользователей, стоимость счетчиков и их обслуживание и т.п.;

  • ступенчатый (для каждого интервала потребления электроэнергии устанавливается разная оплата 1 кВт∙ч, снижающаяся для каждой последующей ступени);

  • обратный ступенчатый, или инверсионный (повышающийся), тариф устанавливается с разной оплатой 1 кВт∙ч для каждого интервала потребления электроэнергии, возрастающей для последующих ступеней;

  • дифференцированный тариф (по счетчику) со ступенчатой ставкой только для части потребленной энергии в рассматриваемом пределе;

  • двухставочный тариф с основной ставкой за мощность присоединенных электроприемников;

  • двухставочный тариф с оплатой максимальной нагрузки;

  • двухставочный тариф с основной ставкой за мощность потребителя, участвующую в максимуме энергосистемы;

  • одноставочный тариф, дифференцированный по времени суток, дням недели, декадам месяца, сезонам года;

  • тариф интенсивности потребления, под которым понимается отношение потребляемой энергии к потребляемой мощности;

  • трехставочный тариф с платой за мощность, электроэнергию и абонентной платой (присоединение к сети);

  • тариф с дифференцированной по времени платой за мощность;

  • тариф, дифференцированный по диапазонам напряжения присоединения потребителя;

  • тариф, учитывающий надежность и качество электроснабжения;

  • тариф, учитывающий экологическую ситуацию в районе потребления электроэнергии.

Следует отметить, что формирование тарифной политики, ориентированной на широкое использование рыночных форм управления спросом на электрическую энергию и мощность, является одной из актуальных задач развития рыночных отношений в электроэнергетике России.

В вертикально-интегрированной энергокомпании суммарные издержки обычно включают затраты на производство, передачу и распределение электроэнергии. Вы­деляются переменная составляющая издержек, которая зависит от объема производ­ства (в основном затраты на топливо), и постоянная, зависящая только от установ­ленной мощности энергоустановок и стоимости основных фондов компании. Посто­янные издержки играют особую роль в электроэнергетике вследствие высокой капи­талоемкости отрасли, необходимости создания пиковых и резервных мощностей и поддержания их в постоянной готовности к электроснабжению. В постоянных издер­жках иногда выделяют компонент, названный "издержками подключения потребите­ля" (затраты на установку и снятие показаний счетчиков; расходы на расчеты с по­требителями; бухгалтерские расходы; издержки по распределению энергии).

Состав переменных и постоянных издержек должен устанавливаться нормативными калькуляциями, утверждаемыми Федеральной энергетической комиссией. Уровень отдельных элементов затрат предлагается регулировать на основе специально разраба­тываемых нормативов, учитывающих конкретные условия энергоснабжения в данном регионе. В этом отношении важное значение имеют, прежде всего, нормативы:

• удельных расходов топлива на электростанциях и потерь в электросетях;

• численности эксплуатационного и ремонтного (собственного) персонала;

• отчислений в ремонтный фонд (затрат на ремонтное обслуживание);

• охраны окружающей среды;

• резервов генерирующих мощностей.

Для оптимизации издержек энергокомпании нормативный подход должен быть дополнен выбором поставщиков топлива, оборудования и ремонтных услуг исключительно на конкурсной основе. Особо актуально это для снижения ремонтных издержек в российских энергокомпаниях, учитывая общий высокий износ фондов в электроэнергетике. Таким образом, при разработке нормативов потребуется исследование соответствующих рынков.

Чтобы обеспечить стабильность тарифов, стоимостные показатели необходимо оп­ределять на основе не текущих, а перспективных оценок. С этой целью следует суще­ственно усилить прогнозно-аналитическую деятельность как в энергокомпаниях, так и в регулирующих органах.

Особая проблема - установление нормы прибыли в стоимости обслуживания. До сих пор прибыль в большинстве российских энергокомпаний рассчитывается по статьям расходов, которые компания собирается финансировать из прибыли. Очевидно, что такой метод формирования прибыли инициирует рост средних тарифов.

Решение проблемы состоит в переходе при разработке тарифов к норме прибыли на инвестируемый капитал. Это в большей степени отвечает экономической функции прибыли как источника расширенного воспроизводства и позволяет в определенной мере преодолеть пороки затратного подхода: основной капитал как расчетная база прибыли лучше поддается контролю со стороны регулирующих органов, чем издерж­ки. При таком подходе норма прибыли определяется исходя из структуры (источников) инвестируемого капитала и затрат на его привлечение энергокомпанией (в виде процентов и дивидендов). Если компания использует только собственные средства, то в качестве нормы прибыли может применяться средняя ставка банковского про­цента по долгосрочным кредитам.

Норма прибыли должна быть достаточной, чтобы гарантировать финансовую устой­чивость энергокомпании и при необходимости привлекать дополнительный капитал.

Таким образом, допустимый регулирующими органами размер прибыли в тарифе оп­ределяется размером привлеченного капитала и его средневзвешенной стоимостью.

Для расчета абсолютной величины прибыли установленная регулирующими орга­нами норма умножается на восстановительную стоимость основного капитала (фон­дов) за вычетом начисленной амортизации.

Вместе с тем реализация предлагаемого подхода в полной мере возможна при нали­чии ряда предпосылок: относительно низких темпов инфляции и эффективных про­центных ставок; оценки капитала по текущей рыночной стоимости; достаточного развития фондового рынка.

На издержки и прибыль сильное влияние оказывают налоги, выплачиваемые энер­гокомпанией в бюджеты разных уровней. Существуют значительные различия между энергокомпаниями разных стран в отношении практики взимания налогов. Напри­мер, в Канаде доходы государственных энергокомпаний не облагаются федераль­ным налогом, а основным источником их финансирования являются льготные бан­ковские кредиты, гарантируемые бюджетами провинций. В России следовало бы уси­лить гибкость налоговой системы в электроэнергетике в целях поддержания стабиль­ности тарифов и стимулирования снижения издержек энергоснабжения.

Для энергокомпании, имеющей в составе генерирующих мощностей установки ком­бинированной выработки электроэнергии и тепла (ТЭЦ), вначале определяется об­щая стоимость обслуживания потребителей обоих видов энергии. Затем ее необходи­мо распределить между электрической и тепловой энергией. Применяются различные методы разнесения общих затрат комбинированного производства, когда эффект теплофикации либо относится на один из видов продукции целиком, удешевляя его, либо распределяется между электрической энергией и теплом. В последнем случае выгоды от комбинированной выработки получают потребители и электроэнергии, и тепло-энергии (компромиссный метод).

Опыт ряда зарубежных стран (Франции, Швеции) показывает, что в основу расче­та тарифов может быть положен не только рассмотренный выше метод полных сред­них издержек энергокомпании, но и концепция долгосрочных предельных затрат. Она основана на учете всех затрат компании в долгосрочной перспективе, требующихся для удовлетворения прогнозируемого прироста спроса на электроэнергию - затрат на сооружение и ввод в эксплуатацию новых генерирующих мощностей. Здесь появ­ляется возможность лучше учесть инфляцию и получить тарифы на электроэнергию, устойчивые в течение длительного периода. Однако при этом значительно возраста­ют требования к достоверности долгосрочных прогнозов. Кроме того, предельные затраты могут оказаться как больше, так и меньше среднегодовых. В первом случае энергокомпания будет получать сверхнормативную прибыль, что создает проблему для органов регулирования, во втором - тариф не покрывает текущие издержки на действующих электростанциях, что неприемлемо для энергокомпании. Поэтому для применения концепции долгосрочных предельных затрат требуется тщательное обо­снование.

Изложенные выше предложения по совершенствованию регулирования стоимости обслуживания в вертикально-интегрированной энергокомпании в совокупности по­зволяют оптимизировать среднерегиональный тариф на электроэнергию на более низком уровне и стабилизировать его динамику в перспективе.