Предельные цены на поставки мощности на орэм на конкурсной основе

руб./МВт в мес.

Таблица 11.5

Плата за мощность для вводимых по ДПМ объектов, тыс.руб./МВт·месяц

Кклим	Топливо	Газ			Уголь
	МВт	> 250	150-200	< 150	> 225	< 225
1	Юг	500	617	771	1 048	1 130
1,075	Юг Волги –Азов	494	609	762	1 035	1 116
1,15	Центр	524	647	810	1 100	1 187
1,225	Урал	554	685	858	1 165	1 257
1,3	Сибирь	828	976	1 169	1 647	779

12. Методы и организации ценового и тарифного регулирования на оптовом и розничных рынках электроэнергии (мощности)

Ценообразование в электроэнергетике является одним из важнейших факторов, влияющих на условия функционирования и развития отрасли в целом, отдельных хозяйствующих субъектов и конечных потребителей электроэнергии (мощности) и теплоэнергии.

Формирование договорных отношений как между хозяйствующими субъектами отрасли, так и между хозяйствующими субъектами и конечными потребителями осуществляется с использованием:

- регулируемых государством цен – тарифов;

- рыночных конкурентных цен.

В общем случае структура тарифов определяется выражением:

З_э + П

S_тар = --------------- (12.1)

W _пр/усл

Где З_э - согласованные с регулирующим органом в сфере ценообразования эксплуатационные затраты на производство продукции либо предоставление услуги;

П - согласованная величина прибыли, включаемая в стоимость произведенной продукции или предоставленной услуги с целью использования в качестве источника инвестирования в новое строительство, налоговых, социальных и дивидендных выплат и других выплат, предусмотренных правилами ценообразования при государственном ценовом регулировании;

W _пр/усл - объем поставленной потребителям продукции и оказанных услуг (как правило, в физическом выражении).

Конкурентные цены определяются либо по принципам маржинального ценообразования, исходя их цен спроса и предложения на продукцию, либо из условия сравнения ценовых предложений по поставке продукции и услуг ( при условии равенства их качества) с целью минимизации цен поставки продукции и услуг.

Как видно из рис. 12.1 [ 19 ], средневзвешенная цена на электроэнергию (включающая цену мощности) для конечных потребителей формируется по сложной многофакторной схеме. При определении средневзвешенной цены учитываются следующие составляющие:

- цена 1 кВтч, поставляемого с оптового рынка, которая может быть регулируемой для целей поставки населению и приравненных к населению групп потребителей, либо конкурентной для поставки коммерческим и бюджетным потребителям;

Рис. 12.1. Составляющие средневзвешенной цены на электроэнергию для конечных потребителей

- цена 1 кВт мощности, поставляемого с оптового рынка, которая также

может быть регулируемой для целей поставки населению и приравненных к населению групп потребителей, либо сформированной, как показано в разделе 11, с элементами конкуренции по стоимости поставок мощности от генерирующих источников;

- цена инфраструктурных услуг, включая услуги по передаче электроэнергии по магистральным электрическим сетям (услуги ФСК ЕЭС) и по распределительным сетям (услуги территориальных сетевых организаций), услуги по диспетчерско - технологическому управлению режимами работы ЭЭС (услуги Системного оператора);

- цена услуг коммерческого оператора на ОРЭМ (услуги АТС);

- цена услуг по организации торговли электроэнергией и мощностью на розничных рынках (услуги сбытовых компаний).

Примерные доли отдельных составляющих нерегулируемой цены на электроэнергию для коммерческих и бюджетных потребителей показаны на рис. 12.2.

Рис.12.2. Доли отдельных составляющих в нерегулируемой цене на 1 кВт*ч для коммерческих и бюджетных потребителей

Важнейшим элементом формирования цен на электроэнергию и мощность на оптовом и розничных рынках является государственное ценовое регулирование. Схема двухуровневой системы ценового регулирования в России представлена на рис. 12.3.

Систем-ный опе-ратор

(СО)

Услуги

Генерирующие компании

Оптовый рынок

Админи-стратор торговой системы

Поставки энергии (мощ-ности) по сво-бодным ценам

Поставки энергии по регулируе-мым ценам

Поставки энергии по свободным ценам

Услуги

Услуги

Услуги

Услуги

Федеральная сетевая компания (сети 330 - 750 кВ)

Территориальные сетевые компании (сети 220 – 0,4 кВ)

Местная

генерация

Поставки энергии по регулируе-мым ценам

Цены поставки энергии

Коммерчес-кие и бюд-жетные потребители

Население

Рис. 12.3. Схема организации ценового и тарифного регулирования

на оптовом и розничных рынках электроэнергии (мощности)

Как видно из схемы, государственному ценовому регулированию подлежат:

на федеральном уровне (Федеральная служба по тарифам)

- цены на электроэнергию (мощность) , поставляемую на региональные розничные рынки от генерирующих компаний ( с оптового рынка) для населения;

- цены на поставки мощности от объектов, относимых к вынужденной генерации, и от объектов с предельными ценами на мощности;

- плата за мощность для объектов, мощность которых подлежит поставке на ОРЭМ по договорам купли - продажи мощности (ГЭС и АЭС) и по договорам предоставления мощности (ДПМ);

- тарифы на услуги Системного оператора по диспетчерско-технологическому управлению;

- тарифы на услуги Администратора торговой системы по организации торговли электроэнергией и мощностью на оптовом рынке;

- тарифы на услуги по магистральному транспорту электроэнергии по сетям ФСК;

- тарифы на услуги по обеспечению системной надежности;

на региональном уровне

- тарифы на услуги территориальных сетевых компаний;

- тарифы на услуги сбытовых компаний – гарантирующих поставщиков;

- тарифы на поставку электроэнергии для населения.

Цены на поставку сбытовыми компаниями для коммерческих и бюджетных потребителей являются нерегулируемыми и формируются, исходя из свободных конкурентных цен на поставки электроэнергии с оптового рынка, стоимости услуг сетевых компаний, стоимости услуг СО и АТС и услуг сбытовых компаний.

На региональных розничных рынках, как видно из рис. 12.4, в процессе реализации электроэнергии (мощности) потребителям участвует значительное количество хозяйствующих субъектов:

1. оказывающие услуги по передаче электроэнергии (мощности) по электрическим сетям сетевые компании, в том числе:

- территориальные сетевые компании, выделенные в процессе реформирования электроэнергетики из вертикально-интегрированных региональных энергокомпаний АО – энерго;

- сетевые компании, находящиеся в собственности муниципальных образований (как правило, городские электрические сети) либо в собственности акционерных компаний в различных сферах промышленного производства - сети ОАО «Газпром», ГК «Транснефть», ОАО «РЖД» и отдельных промышленных предприятий, обеспечивающие как надежность энергоснабжения промышленных производств, так и энергоснабжение населения, социальной, коммунальной и коммерческой инфраструктуры в зонах действия сетей.

2) оказывающие услуги по организации торговли электроэнергией на розничных рынках сбытовые компании:

- сбытовые компании - гарантирующие поставщики, за которыми закрепляются зоны обслуживания потребителей, и которые обязаны заключить договор энергоснабжения с любым обратившимся к компании потребителем;

- независимые сбытовые компании, оказывающие сбытовые услуги на рыночных конкурентных условиях.

3) местная генерация, которая при мощности менее 25 МВт может осуществлять прямые поставки электроэнергии (мощности) отдельным потребителям по договорным ценам, либо поставлять электроэнергию гарантирующими поставщикам по ценам, не выше цен покупки электроэнергии с оптового рынка.

В условиях деятельности на розничном рынке ряда сетевых и сбытовых компаний для установления тарифов на поставки электроэнергии для населения и групп потребителей, приравненных к населению, а также прогнозирования предельных цен на электроэнергию для коммерческих и бюджетных потребителей региональный орган ценового регулирования в качестве исходной основы для ценового регулирования на предстоящий год должен прогнозировать:

1. региональные балансы потребления мощности и электроэнергии на основе прогнозов сбытовых и сетевых компаний:

- по объемам спроса на электроэнергию (мощность) по зонам обслуживания потребителей;

- прогнозов объемов передачи электроэнергии (мощности) по сетям отдельных сетевых компаний и объемов потерь электроэнергии в этих сетях;

- планируемых объемов поставки на розничный рынок от объектов местной генерации.

2. необходимые объемы валовой выручки (НВВ), которая должна быть получена от потребителей электроэнергии (мощности) в целом по региону для покрытия затрат на приобретение электроэнергии (мощности) на оптовом рынке и от объектов местной генерации и для оплаты всех видов услуг по транспорту, распределению и сбыту электроэнергии. Величина регионального НВВ на предстоящий год ценового регулирования t определяется по выражению (12.2.).

НВВ _t = W _{опт. нас.} * S _{опт. нас.} + W _{опт. проч..} * S _{опт. проч.} +

W _{местн. ген...} * S _{местн. ген.} + З _фск + З _атс + ∑ З _{i сети} + ∑ З _{j сбыт}

+ ∑ W _{i пот.} * S _{опт. проч.} (12.2)

где W _{опт. нас.} - объем поставки электроэнергии (мощности) в регион с оптового рынка для населения и потребителей, приравненных к населению;

S _{опт. нас.} - тариф на поставки электроэнергии (мощности) в регион с оптового рынка для населения и потребителей, приравненных к населению;

W _{опт. проч.} - объем поставки электроэнергии (мощности) в регион с оптового рынка для прочих потребителей;

S _{опт. проч.} - поставки электроэнергии (мощности) в регион с оптового рынка для прочих потребителей;

W _{местн. ген} - объем поставки электроэнергии (мощности) на розничный рынок от объектов местной генерации;

S _{местн. ген.} - тарифы на поставки электроэнергии (мощности) на розничный рынок от объектов местной генерации;

З _атс - затраты на услуги Администратора торговой системы;

З _фск - затраты на услуги ФСК по передаче электроэнергии по магистральным электрическим сетям для энергоснабжения потребителей региона;

З _{i сети} - затраты на услуги по обеспечению передачи электроэнергии потребителям по сетям компании i ;

З _{j сбыт} - затраты на услуги сбытовой компании j ;

W _{i пот.} - объем потерь электроэнергии в сетях компании i ;

Одновременно с прогнозом необходимой тарифной выручки по региону (НВВ), региональным органом ценового регулирования осуществляется прогноз средневзвешенного по региону тарифа на услуги по передаче электроэнергии по электрическим сетям и на компенсацию потерь электроэнергии в сетях сетевых компаний, обслуживающих потребителей на территории региона (региональный «котловой» сетевой тариф). Данный прогноз необходим для дальнейшей дифференциации сетевой составляющей тарифа (цены) на электроэнергию для различных категорий потребителей.

∑ З _{i сети} + ∑ W _{i пот.} * S _{опт. проч.}

S _{сети.рег.} = -------------------------------------------------- (12.3)

∑ W _{i пер..}

Оптовый рынок электроэнергии и мощности

Федеральная сетевая компания

Администратор торговой системы, поставщики, тарифы на услуги Системного оператора по диспетчерско-технологическому управлению;АА на Системного оператора по диспетчерско-технологическому управлению;-Атарифы на услуги Системного оператора по диспетчерско-технологическому управлению;- Атарифы на услуги Системного оператора по диспетчерско-технологическому управлению;

Территориальные сетевые компания

МУП и ведомственные сетевые компании

По-

тре-

би-

те-

ли

Потоки электроэнергии

Финансовые потоки

Рис. 12.4. Потоки электроэнергии (мощности) и финансовые потоки на оптовом и розничных рынках электроэнергии

Установление предельных уровней цен на электроэнергию для коммерческих и бюджетных потребителей и тарифов для населения осуществляется региональными органами ценового регулирования, исходя из следующих принципов:

1) суммарная выручка сбытовых компаний от реализации электроэнергии всем категориям потребителей должна быть равна необходимой валовой -

W _нас. * S _нас. + ∑ W _{проч. к} * S _{проч. к} = НВВ _t (12.4)

где W _нас. - прогнозируемый спрос на электроэнергию для населения и потребителей, приравненных к населению;

S _нас. - тариф на электроэнергию для населения и потребителей, приравненных к населению;

-коммерческих и бюджетных потребителей;

W _{проч. к} - прогнозируемый спрос на электроэнергию по группам коммерческих и бюджетных потребителей;

S _{проч. к} - предельные цены на электроэнергию по группам коммерческих и бюджетных потребителей;

2. Цены и тарифы должны быть дифференцированными в зависимости от годового числа часов использования максимума нагрузки потребителя в соответствии с выражением (12.5):

З _пост

S _потр. = ------- + S _пер. (12.5)

Т _год

где З _пост - постоянная составляющая затрат, связанных с обеспечением производства и транспорта электроэнергии (мощности) и включающая плату за 1 кВт мощности и плату за услуги по передаче 1 кВт мощности ( в части платы за обслуживание сетей) для энергоснабжения потребителя;

Т _год - годовое число часов использования максимума нагрузки данной категории потребителей:

- S _пер - переменная составляющая цены (тарифа) на электроэнергию, включающая переменные затраты на производство 1 кВт*ч электроэнергии и надбавку за услуги по сбыту электроэнергии данной категории потребителей (сбытовая надбавка).

Учитывая, что годовое число часов использования максимума нагрузки коммунально-бытовой нагрузки составляет менее 3000 час., а у промышленных потребителей годовое число часов использования максимума нагрузки находится в диапазоне 5000 – 7000 час., как следует из выражения 11.4, цена на 1 кВтч потребленной электроэнергии для населения должна быть существенно выше чем цена 1 кВтч для промышленных предприятий. Однако, в условиях относительно низких уровней доходов значительной части населения страны Правительством РФ ограничиваются темпы роста тарифов на электроэнергию для населения, что обуславливает существенные объемы «перекрестного субсидирования» между тарифами на электроэнергию для населения и ценами на электроэнергию для коммерческих и бюджетных потребителей. В связи с этим при установлении цен и тарифов на электроэнергию для других категорий

регулирующие органы, как видно из рис. 12.5 [ 44], вынуждены отходить от указанных выше принципов формирования экономически обоснованных цен и тарифов на электроэнергию для различных категорий потребителей.

Действующая система цен на электроэнергию для коммерческих и бюджетных потребителей предусматривает формирование цен в зависимости от ряда факторов, включая:

1. Уровень напряжения, на котором энергопринимающие устройства потребителя присоединены к электрическим сетям. Соответствующие группы потребителей показаны в нижеследующей таблице.

2. Величина потребляемой мощности:

- потребители до 150 кВт;

- потребителя от 150 до 670 кВт;

- потребители от 670 кВт до 10 МВт;

- потребители свыше 10 МВт.

3) Способ организации учета потребления электроэнергии и мощности

Группа потребителей	Напряжение присоединения к сети
ВН 1	Свыше 110 кВ
ВН	110 кВ
СН 1	35 кВ
СН 2	20 – 1 кВ
НН	0,4 кВ и ниже

Рис.12.5. Средние цены на электроэнергии в России по категориям потребителей в 2011 – 2012 гг.

При сохранении высокой динамики роста цен на электроэнергию, имевшей местов в 2007 - 2011 г.г. после либерализации рынка электроэнергии, уровни цен могут по прогнозам Boston Consulting Group , выполненных для ФСК ЕЭС, как показано на рис. 12.6., существенно превысить уровни цен на электроэнергию в европейских странах. Учитывая негативное влияние роста цен на электроэнергию на развитие экономики страны, Правительством РФ в настоящее время проводится комплекс мер, направленных на повышение эффективности развития и функционирования электроэнергетики с целью ограничения дальнейшего роста цен.

Рис. 12.6. Сравнительная динамика ожидаемого роста цен на электроэнергию в России и зарубежных странах

Библиографический список.

Официальные источники

1. Федеральный Закон от 26.03.2003 г. № 35- ФЗ «Об электроэнергетике» ( с последующими изменениями).

2. Федеральный Закон от 2.07.2010 г. №190 – ФЗ « О теплоснабжении» (с последующими изменениями).

3. Федеральный Закон от 23.11.2009 г. №261 – ФЗ « Об энергосбережении и повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации» (с последующими изменениями).

4. Постановление Правительства РФ от 17.10.2009 N 823 (ред. от 12.08.2013) "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики" (вместе с "Правилами разработки и утверждения схем и программ перспективного развития электроэнергетики").

5. Постановление Правительства РФ от 24.10.2003 г. « О правилах оптового рынка электрической энергии (мощности) переходного периода» (с последующими изменениями).

6. Постановление Правительства РФ от 4.05.2012 г. № 442 «О функционировании розничных рынков электрической энергии, полном и (или) частичном ограничении режима потребления электрической энергии».

7. Постановление Правительства РФ от 29.12.2011 г. № 1178. «О ценообразовании в области регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике».

8. Постановление Правительства РФ от 27.12 2004 г. № 861 « Правила технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, а также объектов по производству электрической энергии, а также объектов электросетевого хозяйства, принадлежащих сетевым организациям и иным лицам, к электрическим сетям»

9. Постановление Правительства РФ от 808.2012 г. N 808 «Об организации теплоснабжения в Российской Федерации и о внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации».

10. Постановление Правительства РФ от 28.05.2013 г. № 449 «О механизме стимулирования использования возобновляемых источников энергии на оптовом рынке электрической энергии и мощности».

11. Приказ Федеральной службы по тарифам Российской Федерации от 12.04. 2012 г. № 53 –э/1 «Об утверждении Порядка формирования сводного прогнозного баланса производства и поставок электрической энергии (мощности) в рамках Единой энергетической системы России по субъектам Российской Федерации.»

12. Приказ Федеральной службы по тарифам Российской Федерации от 06.08.2004 N 20-э/2"Об утверждении Методических указаний по расчету регулируемых тарифов и цен на электрическую (тепловую) энергию на розничном (потребительском) рынке" ( с последующими изменениями).

13. Приказ Федеральной службы по тарифам Российской Федерации от 26.06.2008 г. N 231 – э "Об утверждении Методических указаний по регулированию тарифов с применением метода доходности инвестированного капитала».

14. Приказ Федеральной службы по тарифам Российской Федерации от 28.11.2012 г. N 209 – э/1 "Об утверждении Методических указаний по определению размера платы за технологическое присоединение к электрическим сетям» (с последующими изменениями).

15. Приказ Федеральной службы по тарифам Российской Федерации от 13.07.2013 г. N 760 – э "Об утверждении Методических указаний по расчету регулируемых цен (тарифов) в сфере теплоснабжения».

16. Энергетическая стратегия России на период до 2030 г. (утверждена распоряжением Правительства РФ от 13.11.2009 г. № 1715-р). Сайт Минэнерго РФ.

17. Правила организации технического обслуживания и ремонта оборудования зданий и сооружений электростанций и сетей. РАО «ЕЭС России». СО 34.04.181-2003. Введены 01.01.2004 г.

Обязательная литература

18. Методические основы разработки перспектив развития электроэнергетики. Макаров А.А., Веселов Ф.В., Волкова Е.А., Макарова А.С.. М: ИНЭИ РАН,2 000 - 103 с.

19. Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации. Изд. АНО «Учебный центр НП «Совет рынка», 2012, 368 с.: ил.

20. Справочник по проектированию электроэнергетических систем. Под ред. С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро. М.: Энергоатомиздат, 1985, 350 с.: ил.

21. Справочник по проектированию электрических сетей. Под ред Файбисовича Д.Л. ;4 - е изд., М., ЭНАС, 2012, 376 с.: ил.

Дополнительная литература

22. Антонов Н., Лукина Е. Методические подходы к прогнозированию электропотребления. Энергорынок, № 9 – 2-13, с. 32 – 39.

23. Артюгина И.М. Экономика ядерной энергетики. Учебное пособие. Изд. Политехнического Университета, Санкт Петербург, 2006 – 120 с.: ил.

24. Башмаков И.А. Анализ основных тенденций развития систем теплоснабжения России и за рубежом. М., Изд ЦЭНЭФ, 2008 г.

25. Беляев Л.С., Подковальников С.В. Рынок в электроэнергетике: проблемы развития генерирующих мощностей – Новосибирск, Наука, 2004, 250 с.

26. Бесчинский А.А., Коган Ю.М. Экономические проблемы электрификации. М., Энергоатомиздат, 1983.

27. Бреусов В.П. Солнечная энергетика. Академия энергетики, №5, 2011 г., с. 46-49.

28. Волькенау И.М., Зейлигер А.Н., Хабачев Л.Д. Экономика формирования электроэнергетических систем. М.: Энергоатомиздат, 1981. 320с.:ил.

29. Ильин Е.Т. Особенности выбора газовых турбин при реконструкции ТЭЦ. Газотурбинные технологии, май 2007 г.

30. Методика определения потребности в топливе, электрической энергии и воде при производстве и передаче тепловой энергии и теплоносителя в системах коммунального теплоснабжения. МДК 4-05, 2004. Утв. Госстроем России.

31. Методические рекомендации по проектированию развития энергосистем. ОАО «Институт Энергосетьпроект», 2011 г.

32. Макаров А.А. ( в соавторстве). Модельно-информационный комплекс для исследования энергетического комплекса России. Управление развитием крупномасштабных систем. М., Физматгиз, 2012.

33. Непомнящий В.А. Экономические потери от нарушения электроснабжения. - М. Издательский Дом МЭИ, 2010 -188 с.: ил.

34. Непомнящий В.А. Надежность оборудования энергосистем. Редакция журнала «Электроэнергия», М.,2013 – 196 с., с ил.

35. Поминова И. Япония на пороге полного отказа от атома. Академия энергетики, №5, 2012 г., с.20-21.

36. Семенов В.Г. Теплофикация в современных рыночных условиях.

37. Соколов Е.Я. Теплофикация и тепловые сети. М., Энергия, 1975, 365 с.

38. Стиве Сорт., Экономика энергосистем. Введение в проектирование рынков электроэнергии. Под ред. Лазебника А.И. и Сорокина И.С. Пер с англ. – М., Мир, 2006

39. Хабачев Л.Д. Стратегический менеджмент. Основы стратегического планирования и управления развитием систем энергетики. Учебное пособие. Изд. Политехнического Университета, Санкт Петербург, 2011 – 130 с.: ил.

Интернет - ресурсы

40. Интернет – ресурсы Минэнерго РФ.

41. Интернет - ресурсы Федеральной тарифной службы.

42. Интернет – ресурсы Системного оператора.

43. Интернет– ресурсы ИНЭИ РАН.

44. Интернет ресурсы ЗАО «АПБЭ.

45. Интернет – ресурсы «Ростепло».

46. Интернет – ресурсы ЦЭНЭФ.

47. Ветроэнергетика – Википедия..

178