CC BY
12Вестник ФЭК России
Публикуется в порядке дискуссии
ТАРИФЫ КАК ОСНОВА ДЛЯ ФОРМИРООАНИЯ КОНКУРЕНТНОЙ СРЕДЫ
ОА РЫНКАХ ЭНЕРГИИ И МОЩНОСТИ
□пя организации конкуренции на рынках эпектрической энергии требуется разработка скоординированных систем тарифов, устанавливаемых дпя производителей и потребителей эпектрической энергии и мощности. Помимо выполнения функции возмещения затрат на производство и распределение энергии, а также получения прибыли, обеспечивающей нормальное функционирование и развитие энергетических объектов и систем, тарифы должны способствовать оптимизации режимов производства и потребления эпектрической энергии.
Формирование рыночных отношений в электроэнергетике диктует необходимость внесения изменений в системы тарифов на электрическую энергию, действующие на оптовом и потребительском рынках. В связи с этим возникает ряд задач, к которым в первую очередь относятся :
1. Формирование согласованных систем тарифов, применяемых на оптовом и потребительских рынках эпектрической энергии и мощности.
2. Разделение затрат АО-энерго на затраты электростанций и затраты сетей (электрических и тепловых) и установление тарифов на электрическую и тепловую энергию, отпускаемую с шин электростанций АО-энерго.
3. Обоснование территориальной дифференциации тарифов на электрическую энергию, отпускаемую ФОРЭМ дефицитным АО-энерго и потребителям - субъектам ФОРЭМ.
4. Разработка методов оптимизации балансов мощности и энергии на потребительских и оптовом рынках (в АО-энерго и на ФОРЭМ).
Согласование систем тарифов на оптовом и потребительских рынках предполагает:
во-первых, применение одинаковых видов тарифов на поставку электроэнергии дпя всех типов электростанций АО-энерго, РАО «ЕЭС России», АЭС, независимых производителей энергии;
во-вторых, разработку рекомендаций по обоснованию меню тарифов на электрическую и тепловую энергию на потребительских рынках, в составе которого должны предусматриваться тарифы такого же вида, которые устанавливаются дпя поставщиков электроэнергии и на отпуск электроэнергии с оптового рынка дефицитным АО-энерго. Несогласованность систем тарифов оптового и потребительских рынков не позволяет организовать конкуренцию производителей энергии, обеспечивающую оптимизацию режимов их работы, и препятствует рационализации режимов электропотребления. Такие последствия несогласованности систем тарифов можно проиллюстрировать следующими примерами.
Так, протоколом ФЭК России от 12 сентября 1997 г. №106 тарифная ставка на пиковую электроэнергию, отпускаемую с оптового рынка дефицитным АО-энерго, установлена в размере 40 коп/кВт.ч. Если даже допустить, что на электроэнергию, вырабатываемую ТЭУ АО-энерго по конденсационному циклу, расходуется 1 кг условного топлива на 1 кВт.ч, то при цене топлива 200 руб/т у.т.(20 коп/кг у.т.) эта энергия обойдется всего в 20 коп/кВт.ч, т.е. вдвое дешевле пиковой электроэнергии, отпускаемой с оптового рынка. В итоге экономичные электростанции оптового рынка не могут «пробиться» в пиковую зону графиков нагрузки потребительских рынков.
Результат, противоположный ожидаемому, обусловлен не столько допущенными погрешностями в методике формирования дифференцированных по зонам суток тарифов на электроэнергию, отпускаемую с оптового рынка, сколько несогласованностью стоимостных оценок электроэнергии оптового рынка и конкурирующей с ней электроэнергии ТЭЦ. Если на шинах ТЭЦ установить дифференцированные по зонам суток тарифы, то несогласованность стоимостных оценок электроэнергии, отпускаемой с оптового рынка и вырабатываемой на электростанциях АО-энерго, будет устранена.
Неоправданным, если не сказать недопустимым, является также несогласованность тарифов на электроэнергию, отпускаемую с оптового рынка, и тарифов, устанавливаемых дпя конечных потребителей.
При разработке систем тарифов для оптового и потребитепьских рынков следует исходить из условия, что основополагающим видом является двухставочный тариф, при применении которого осуществ-
В. И. Пенисов, докт. экон. наук, зав. лабораторией Энергетического института им. Г.М.Кржижановского
МАРТ 1998
МЕТООИКА РАСЧЕТА ТАРИФОВ
пяется раздепьная оплата поставляемой (потребляемой) мощности и поставляемой (потребляемой) энергии.
Плата за мощность - это по существу арендная плата, в которую входят постоянные затраты и часть прибыли, не зависящие от объема выработки (потребления) электроэнергии. Эти затраты и прибыль подлежат безусловному возмещению производителю независимо от количества выработанной (потребленной) электроэнергии. За электроэнергию же плата вносится в соответствии с фактическим объемом потребления, как и за любой другой вид продукции.
Среднеотпускной же тариф зависит от того, насколько интенсивно использует потребитель арендованную им мощность, что видно из следующей таблицы, составленной в расчете на 1 кВт мощности (нагрузки):
Коэффициент загрузки мощности 0,1 0,25 0,5 0,75
Месячный объем выработки (потребления) электроэнергии в кВт.ч 72 180 360 540
Тарифная ставка за мощность в руб/кВт в месяц 40 40 40 40
То же, на 1 кВт.ч выработки (потребления) в коп. 55,56 22,22 11,11 7,41
Тарифная ставка за энергию в коп/кВт.ч 10 10 10 10
Среднеотпускной тариф в коп/кВт.ч 65,56 32,22 21,11 17,41
Таким образом, в рассматриваемом диапазоне коэффициента использования мощности среднеотпускной тариф различается почти в 4 раза и это различие целиком зависит от режима работы потребителя. Пвух-ставочный тариф должен служить основой для формирования иных видов тарифов, и прежде всего односта-вочных. Одноставочный тариф устанавливается для группы потребителей и по существу является средне-отпускным тарифом, определенным для усредненного режима использования электроэнергии этими потребителями. Пругие виды тарифов, также, как дифференцированные по времени или по объемам потребления, являются модифицированными видами двухставочных и одноставочных тарифов.
Тормозом в развитии рыночных отношений в электроэнергетике является, как показано выше, несопоставимость стоимостных оценок электроэнергии, производимой на оптовом и потребительских рынках. Чтобы преодолеть эту несопоставимость, необходимо в рамках двух структурных единиц АО-энерго (генерирующей и сетевой) организовать раздепьный учет затрат. В результате появится возможность установить тарифы на шинах местных электростанций и организовать объективную конкуренцию этих электростанций с электростанциями оптового рынка.
Выделение затрат на генерирование и разработка тарифов на производство электрической и тепловой энергии на электростанциях АО-энерго потребуют создания методики, отвечающей требованиям рынка, обеспечивающей разделение затрат и прибыли между видами энергии на ТЭИ. Такая методика должна базироваться не на способах технологического разнесения расхода топлива между электрической и тепловой энергией, а на целевых установках, предопределяющих конкурентоспособность ТЭИ на рынках электрической и тепловой энергии. Основы такой методики проработаны и созданы все предпосылки для подготовки методических рекомендаций практического назначения.
Кроме того, расход топлива, относимого на электроэнергию, необходимо распределить между выработкой по теплофикационному и конденсационному циклам. Решение этого вопроса требует серьезной проработки. По имеющимся методам, оценка удельного расхода условного топлива на выработку электроэнергии по теплофикационному цикпу колеблется от 165 до 279 г/кВт.ч, а по конденсационному циклу - от 425 до 650 г/кВт.ч и выше.
Тарифы для электростанций АО-энерго должны, как отмечено выше, устанавливаться, как и для электростанций оптового рынка, двухставочные. При этом для ГРЭС и ГЭС АО-энерго должна применяться такая же методика их расчета, что и для аналогичных электростанций РАО «ЕЭС России». Особенностью же формирования двухставочных тарифов для ТЭи является установление двух тарифных ставок за энергию:
- за вырабатываемую по теплофикационному цикпу, рассчитываемую по той же методике, что и для ГРЭС, т.е. включающую в себя топливную составляющую и часть общей прибыли, учитываемой в среднеот-пускном тарифе;
- за вырабатываемую по конденсационному циклу, в которой учитываются только затраты на топливо.
Предпагаемая структура тарифных ставок за электроэнергию ТЭЦ должна способствовать оптимизации режимов их работы.
Пвухставочные тарифы для электростанций АО-энерго должны рассчитываться на основе индивидуальных показателей затрат и прибыли, что создаст наиболее объективные условия для конкуренции поставщиков мощности и энергии как местного, так и федерального уровня.
С&Х 1
<§3?---щ
АСТЭК II Л'1
¡естншс ШЭК России
Аля электростанций-поставщиков мощности и энергии на ФОРЭМ также целесообразно применять двух-ставочные тарифы с индивидуальным расчетом ставок за мощность и энергию, то есть в принципе сохранить действующий подход к их формированию.
Однако уточнению подлежит распределение прибыли между тарифными ставками за мощность и энергию. Если прибыль в тарифной ставке определяется через рентабельность Гэ к топливной составляющей себестоимости, то необходимо предусмотреть такую величину норматива рентабельности, при котором прибыль в этой ставке не превышала всю прибыль, учтенную в среднеотпускном тарифе. Как показала практика расчета двухставочных тарифов в 1997 г., принятая величина гэ=0,1 оказалась завышенной. Поэтому следует перейти на гэ=0,08 ипи гэ=0,06.
Прибыль, относимую на ставку за энергию, можно принимать и в виде одинаковой абсолютной величины для всех ГРЭС оптового рынка. Перераспределение нагрузки между ГРЭС по минимуму затрат на топливо обеспечивает четкий ориентир для диспетчера: перераспределение выгодно, если экономия на топливе больше прибыли, учтенной в тарифной ставке за энергию.
Тарифную ставку на отпускаемую с оптового рынка электроэнергию следует приравнять к тарифной ставке за электроэнергию ГРЭС, замыкающей баланс оптового рынка. Тарифная ставка за мощность, отпускаемую с оптового рынка, рассчитывается по разности между среднеотпускным тарифом и тарифной ставкой за энергию. Предлагаемый метод формирования тарифной ставки за энергию, отпускаемую с оптового рынка, позволит организовать объективную конкуренцию электростанций РАО «ЕЭС России» с электростанциями АО-энерго.
Для реализации изложенной схемы формирования двухставочных тарифов на оптовом рынке необходимо осуществить их территориальную дифференциацию по энергозонам, в качестве которых могут быть приняты ОЭС. Такая дифференциация обусловлена неравноценностью затрат на производство электроэнергии по территории, обслуживаемой ЕЭС России, недостаточной пропускной способностью межрегиональных электрических связей, а при их усилении - удорожанием электроэнергии при передаче ее из одной энергозоны в другую, что делает такую передачу экономически нецелесообразной. Кроме того, практически невозможно выделить одну замыкающую электростанцию для такой, например, территории, как европейская часть России, включая Урал.
После установления двухставочных тарифов на шинах местных электростанций АО-энерго взаимоотношения АО-энерго с оптовым рынком могут строиться по одному из следующих трех вариантов.
1. С сохранением существующей системы взаимоотношений, при которой мощностью и энергией местных электростанций полностью распоряжается АО-энерго.
2. Весь ресурс мощности и энергии местных электростанций передается в распоряжение оптового рынка, а вся потребность АО-энерго в мощности и энергии удовлетворяется за счет поставок с оптового рынка.
3. Мощность и энергия местных ГЭС, а также мощность ТЭ11 и выработка ТЭЦ по теплофикационному циклу остаются в распоряжении АО-энерго. Выработка же ТЭЦ по конденсационному циклу, а также мощность и выработка местных ГРЭС предлагается на оптовый рынок.
АО-энерго должно быть предоставлено право выбора варианта взаимоотношений с оптовым рынком. У каждого из них есть свои недостатки и свои преимущества. Выбор варианта будет определяться в основном двумя факторами: мерой дефицитности АО-энерго и стремлением крупных платежеспособных потребителей выйти на ФОРЭМ.
Оптимизация производства электроэнергии путем включения в баланс наиболее экономичных электростанций на основе ценовой конкуренции должна производиться в два этапа: на стадии формирования планового баланса на период регулирования тарифов и на стадии диспетчерского управления режимами работы электростанций.
На стадии диспетчерского управления должны применяться два способа оптимизации баланса энергии:
- для электростанций ФОРЭМ, конкурирующих между собой (например, для ГРЭС РАО «ЕЭС России» ипи АЭС), критерием оптимизации является минимум затрат на топливо;
- для электростанций АО-энерго, конкурирующих с электростанциями оптового рынка, режимы загрузки определяются по минимуму затрат на закупку электроэнергии от электростанций АО-энерго и с оптового рынка.
На стадии формирования планового баланса задача значительно сложнее, так как оптимизируются одновременно баланс мощности и баланс энергии. Необходимо включить в баланс такой состав электростанций, который гарантировал бы бесперебойное электро- и теплоснабжение на протяжении всего периода регулирования тарифов и обеспечивал возможность производить электроэнергию с минимальными затратами на топливо. Для решения такой задачи нужна разработка специализированной методики.
" Здесь и далее все стоимостные оценки приводятся в деноминированнх рублях (в масштабе цен 1998 г.)
МАРТ 1998
