Основные требования к тарифам:

− тарифы должны отражать все виды затрат, связанные с производством, передачей и распределением энергии, а также планируемые отчисления и накопления для дальнейшего развития энергетики;

− должны быть дифференцированы по времени суток, дням недели и сезонам года;

− должны способствовать снижению затрат, связанных с производством и использованием энергии;

− должны стимулировать потребителей снижать нагрузку в часы пик и повышать ее в часы ночных провалов графика нагрузки;

− по возможности, должны обеспечивать простоту измерений энергии и расчетов с потребителями.

Основой расчетов по обоснованию и регулированию тарифов на электрическую энергию (мощность) является баланс электрической энергии (мощности) энергоснабжающей организации, разработанный исходя из утвержденного Федеральной комиссией баланса производства и поставок электрической энергии (мощности) в рамках ЕЭС России по субъектам открытого рынка электрической энергии и мощности (ОРЭ).

Утвержденный баланс производства и поставок электрической энергии (мощности) в рамках ЕЭС России по субъектам ОРЭ является обязательным при установлении региональными энергетическими комиссиями тарифов на электрическую энергию и мощность.

В качестве основного фактора, определяющего величину тарифной ставки, принимается уровень напряжения в точке подключения потребителя к электрической сети энергоснабжающей организации.

Тарифы по уровням напряжения дифференцируются по следующим группам потребителей:

− потребители, получающие ЭЭ от генераторного напряжения

электростанций энергосистемы;

− потребители, получающие ЭЭ по высокому напряжению 110 кВ и

выше;

− по среднему первому напряжению 35 кВ;

− по среднему второму напряжению 6-10 кВ;

− по низкому напряжению (НН) 0,4 кВ.

Кроме этого, учитывается режим использования потребителями различных категорий заявленной максимальной электрической мощности (значения плотности индивидуальных графиков нагрузки потребителей).

Различают следующие виды тарифов.

Одноставочный тариф (тариф по счетчику электроэнергии)

предусматривает плату П только за ЭЭ в киловатт-часах, учтенную счетчиками:

                                      П = Э·b,                                                               (1.1)

где b – тарифная ставка за 1 кВт·ч потребленной ЭЭ;

Э – количество потребленной энергии, учтенной счетчиками.

Эта система тарифов широко используется при расчетах с населением и другими непромышленными потребителями.

Двухставочный тариф с основной ставкой за мощность присоединенных электроприемников, предусматривает плату за суммарную мощность присоединенных электроприемников  Pп и плату за потребленную ЭЭ в киловатт-часах, учтенную счетчиками:

                                  П = Р_П•a + Э•b,                                                        (1.2)

Двухставочный тариф с основной ставкой за мощность потребителя, участвующую в максимуме энергосистемы. Этот тариф учитывает не вообще максимальную мощность потребителя, за заявленную им единовременную мощность, участвующую в максимуме энергосистемы Pз.макс. Таким образом, если максимум нагрузки электроэнергетической системы (ЭЭС) имеет место, например, между 8-10 и 19-20 ч и заявленная мощность равна Pз.макс, то оплате подлежит сумма, равная, a.Pз.макс, где а – основная ставка за 1 кВт, участвующий в максимуме ЭЭС. Помимо указанной основной ставки предусматривается дополнительная ставка за энергию в киловатт-часах, учтенную счетчиками.

В случае превышения установленной в договоре мощности, участвующей в максимуме ЭЭС, основная плата исчисляется по фактической мощности, но, как правило, в виде штрафа по повышенной ставке a' >a.

Рассмотренный тариф может предусматривать дифференцирование

дополнительной платы со сниженной ставкой за энергию, потребленную в часы минимальных нагрузок ЭЭС (обычно в часы ночного провала графика). В этом случае платежи за ЭЭ определяются по выражению:

                                П= a•Рз.макс + (Э-Э_Н) •b2 + Э_Н•b1,                       (1.3)

где: Э_Н – энергия, потребленная в часы минимальных нагрузок ЭЭС;

Э – общее потребление энергии; b1 – дополнительная плата за энергию, потребленную в часы минимальных нагрузок; b2>b1 – дополнительная плата за энергию, потребленную в течение других часов суток.

Одноставочный тариф, дифференцированный по времени суток, дням недели, сезонам года, предусматривает ставку только за энергию, учтенную счетчиками, но при разных дифференцированных ставках. Обычно предусматриваются следующие три ставки:

− за энергию, потребленную в часы утреннего и вечернего максимумов b3;

− в часы полупиковой нагрузки b2;

− в часы ночного провала нагрузки b1, причем b3>b2>b1.

Платежи за энергию определяются по выражению:

П =Э₁ b₁ +Э₂ b₂ +Э₃ b₃=Э₁ b₁ +(Э-Э₁ –Э₃ ) b₂ +Э₃ b₃,                                (1.4)

где Э=Э1+Э2+Э3 − общее потребление энергии;

Э3 − энергия, потребленная в часы максимума ЭЭС;

Э2 − энергия, потребленная в полупиковой зоне;

Э1 − энергия, потребленная в часы ночного провала графика на-

грузки ЭЭС.

Средняя стоимость 1 кВт·ч будет равна:

                            

 ,                                                            (1.5)

Одноставочный тариф на ЭЭ с платой за отпущенное количество

Энергии.

Поскольку перспективные годовые потребления ЭЭ прогнозируются достаточно точно, то суммарная плата за пользование электроэнергией покрывает все расходы ЭЭС и обеспечивает плановые накопления.

Система одноставочных тарифов стимулирует потребителя сокращать непроизводительный расход ЭЭ, создавать наиболее рациональные системы электроснабжения и режимы работы ЭП, поскольку это приводит к снижению издержек данного предприятия. Однако отсутствие дифференциации стоимости ЭЭ по зонам времени не стимулирует потребителя снижать нагрузку в часы максимума энергосистемы и повышать в часы ночных провалов, т.е. не способствует выравниванию графика нагрузки ЭЭС. 

1.4. Рынок электроэнергии  

Основные этапы развития рынка электроэнергии. Электроэнергетика возникла в 80-х годах XIX века, когда были построены первые небольшие электростанции на постоянном токе низкого напряжения для электроснабжения отдельных потребителей. Ввиду очевидных достоинств применения ЭЭ для освещения помещений и улиц, а также постоянно расширяющихся областей ее применения (электротранспорт, отопление, связь и т.д.) этот период ознаменовался быстрым ростом числа небольших изолированно работающих электростанций с собственными электрическими сетями, проложенными к их потребителям. Таким образом, электроэнергетические компании изначально были вертикально-интегрированными структурами, осуществляющими производство, передачу и поставку ЭЭ.

Высокие удельные потери ЭЭ при ее передаче на низком напряжении ограничивали дальность передачи ЭЭ несколькими километрами, что обусловило в этот период строительство электростанций преимущественно в крупных городах с их компактно расположенными потребителями и жесткую конкуренцию между производителями за потребителей.

Расположенные по соседству потребители могли получать ЭЭ от разных электростанций, принадлежащих разным производителям, и улицы многих городов оказывались опутанными проводами воздушных ЛЭП (кабели для подземной прокладки сетей стали применяться позднее).

Следующий этап развития электроэнергетики пришелся на конец

XIX – начало XX века, когда были изобретены и начали применяться

трехфазные электрические машины (генераторы и двигатели) и трансформаторы. Это позволило строить электростанции в местах расположения первичных источников энергии (гидроэнергия рек, уголь), выдавать с них ЭЭ на повышенном напряжении, передавать ее на большие расстояния до местонахождения потребителей и трансформировать ее в низкое напряжение, требующееся для электропитания потребителей. Это также позволило обеспечивать ЭЭ малые города и сельские населенные пункты и положило начало созданию энергосистем.

Одновременно шел процесс объединения и слияния небольших независимых компаний, вызванный снижением прибыли из-за жесткой конкуренции, возможностью снижения издержек за счет отказа от прокладки параллельных ЛЭП, присущим электроэнергетике положительным эффектом масштаба и усиливающейся критикой со стороны городских властей и общественности из-за неопрятного вида улиц, опутанных многочисленными проводами.

В целях упорядочения деятельности электроснабжающих компаний городские власти стали практиковать предоставление отдельным компаниям привилегии (концессии) обеспечивать ЭЭ те или иные районы города или отдельные участки электрохозяйства города (электротранспорт, электроосвещение и т.д.). Однако сроки действия концессии часто были непродолжительными, что не устраивало ни энергоснабжающие компании, ни их инвесторов.

Указанные выше обстоятельства послужили причиной того, что вначале в США в 1907 году, а затем и в других странах, начали приниматься законодательные акты, устанавливающие, что электроснабжение отдельных населенных пунктов и регионов является естественной монополией, подлежащей государственному (общественному) регулированию. Целью регулирования было установление специально созданными комиссиями тарифов на услуги компаний монополистов, рассчитанных на основе их издержек плюс разумная прибыль.

Такой подход устраивал энергетические компании, поскольку позволял им сократить издержки, связанные с конкуренцией, устранить риск непродления концессии и, следовательно, привлекать инвестиции на более выгодных условиях. Устраивал он и потребителей, поскольку отсутствие конкуренции снижало общественные издержки за счет прекращения строительства дублирующих элементов энергосистем, а государственное регулирование не позволяло монополистам получать чрезмерно высокую прибыль.

Дальнейшее развитие электроэнергетики во всех странах вплоть

до последней трети XX века преимущественно происходило в условиях

низкой инфляции и ознаменовалось следующими процессами: продолжалось дальнейшее слияние и укрепление отдельных независимых компаний, что позволяло за счет положительного эффекта масштаба сокращать издержки, а за счет концентрации денежных средств и привлечения инвесторов, проявлявших в этот период большой интерес к быстро развивающейся отрасли, совершенствовать технологию производства, передачи и распределения ЭЭ. Это давало возможность строить новые все более мощные электростанции и ЛЭП все более высокого напряжения; увеличение единичной мощности генерирующих установок и повышение напряжения ЛЭП позволили постоянно снижать удельные издержки на производство и передачу ЭЭ за счет повышения эффективности электростанций и снижения потерь при передаче.

По этой причине цены (тарифы) на ЭЭ оставались стабильными, а относительно цен на большинство других потребительских товаров даже снижались. Это создало условия для обеспечения ЭЭ все большего круга потребителей и расширения сфер ее промышленного и бытового применения.

В западных странах, особенно в США, электроэнергетика в начале этого периода сформировалась в виде двух основных видов вертикально-интегрированных структур – муниципальных компаний и компаний, принадлежащих инвесторам.

Первые из них были регулируемыми естественными монополиями, обеспечивавшими ЭЭ тот или иной населенный пункт, вторые продавали вырабатываемую ими ЭЭ, как правило, близлежащим муниципальным компаниям и также регулировались государством.

Межрегиональные электрические связи в большинстве стран были

развиты слабо.

В странах социалистического лагеря, и, в первую очередь, в СССР

электроэнергетика развивалась в сторону все большей интеграции – от

отдельных региональных энергосистем к объединенным энергосистемам нескольких регионов и единой энергосистеме страны. Важным следствием процесса интеграции в этих странах стало создание развитых межсистемных электрических сетей, позволяющих передавать большие потоки ЭЭ между энергосистемами и регионами.

В западных странах с начала 70-х и вплоть до 90-х годов прошлого века, характеризовавшихся высокими темпами инфляции, имели место следующие процессы: происходил постоянный и существенный рост постоянных и переменных издержек энергетических компаний, стремившихся возместить все свои издержки через тарифы. Это, естественно, вело к росту цен на ЭЭ и вызывало недовольство потребителей, многие из которых причину роста цен усматривали в неэффективности регулирования. К этому же периоду относится усиление критики энергетических компаний и государственных органов: за строительство атомных станций – из-за их высокой стоимости и проблем безопасности, гидроэлектростанций – из-за затопления больших массивов плодородной земли и проблем судоходства и крупных угольных электростанций – из-за загрязнения окружающей среды. По мнению критиков, принятие соответствующего законодательства и переход на рыночные отношения способны были ослабить эти негативные явления:

- потребление ЭЭ перестало расти прежними темпами и практически стабилизировалось из-за перехода на новые энергосберегающие технологии, в то время как из-за привлекательности отрасли для инвесторов повсеместно имелся неоправданный избыток генерирующих мощностей, оплачиваемых в итоге потребителями;

-  в ряде стран имели место крупные системные аварии и в целях повышения надежности работы отдельных энергосистем повсеместно стали строиться межсистемные ЛЭП, что сделало возможным торговлю ЭЭ между энергосистемами.

Все эти процессы и соображения, а также замедление роста положительного эффекта масштаба в отрасли и, в первую очередь, в генерации, поставили в повестку дня вопрос об отказе от монополии и переходе к дерегулированию и конкуренции в тех сферах деятельности, где это было целесообразно сделать. Таковыми в электроэнергетике являются производство ЭЭ и ее поставка, в то время как передача и распределение, по очевидным причинам, в любом случае являются естественными монополиями.

Дополнительным обстоятельством, позволившим либерализовать отношения на рынке ЭЭ, стал достигнутый к этому времени качественно новый уровень информационных технологий и средств измерения и связи, необходимый для передачи и обработки увеличенного объема информации, вызываемого усложнением отношений участников рынка.

В связи со сказанным выше, в начале 90-х годов прошлого столетия в ряде стран (Великобритания, отдельные штаты США, страны Скандинавии и некоторые другие) были проведены реформирование и реструктуризация электроэнергетики, предусматривающих дерегулирование отрасли и переход к конкуренции.

Дополнительным импульсом к дерегулированию электроэнергетики в странах Евросоюза стали директива Европарламента, принятая в 1998 году и направленная на создание единого, как и в отношении других товаров, рынка ЭЭ и проведенная в ряде стран (Великобритания, Чили) приватизация основных объектов электроэнергетики.

В итоге, в настоящее время уже несколько десятков стран перешли или переходят к дерегулированию и конкуренции на рынке электроэнергии. Начался этот процесс и в республиках бывшего СССР.

Основные принципы функционирования оптового рынка электроэнергии (мощности).

 С 1 сентября 2006 года постановлением Правительства Российской Федерации введены новые правила функционирования оптового рынка электроэнергии (мощности). Новые правила работы оптового рынка меняют всю систему взаимоотношений покупателей и поставщиков электрической энергии и мощности.

На оптовом рынке поставщиками электроэнергии являются генерирующие компании и импортеры электроэнергии. В роли покупателей выступают:

- потребители, покупающие ЭЭ для удовлетворения собственных производственных нужд;

-  сбытовые компании (включая гарантирующих поставщиков), приобретающие ЭЭ с целью дальнейшей перепродажи конечным потребителям и действующие от своего имени;

-  экспортеры (операторы экспорта) электроэнергии – организации, осуществляющие деятельность по покупке электрической энергии с отечественного оптового рынка в целях экспорта в зарубежные энергосистемы.

Согласно Постановлению, вместо регулируемого сектора и сектора свободной торговли на оптовом рынке внедряется система регулируемых договоров между продавцами и покупателями ЭЭ. Договоры называются регулируемыми, поскольку цены на ЭЭ в рамках этих договоров регулируются Федеральной службой по тарифам.

В 2006 году регулируемые договоры заключались до окончания года. Начиная с 2007 года, продавцам и покупателям оптового рынка предоставлено право заключать долгосрочные регулируемые договоры (от 1 года). Переход участников на долгосрочные двусторонние отношения в условиях либерализации рынка обеспечивает прогнозируемость стоимости электрической энергии (мощности) в среднесрочной и долгосрочной перспективе, что является залогом инвестиционной привлекательности электроэнергетики.

В 2006 году регулируемые договоры заключались на полные объемы производства и потребления ЭЭ в соответствии с прогнозным балансом Федеральной службой по тарифам России на 2006 год. Начиная с 2007 года, объемы электрической энергии (мощности), продаваемые на оптовом рынке по регулируемым ценам, планомерно уменьшаются в соответствии с Постановлением Правительства РФ № 205 от 7 апреля 2007 года «О внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации по вопросу определения объемов продажи электрической энергии по свободным (нерегулируемым) ценам».

Объемы электроэнергии, не покрытые регулируемыми договорами, продаются по свободным ценам. Таких способов торговли ЭЭ в новой модели оптового рынка два – это свободные двусторонние договоры и рынок “на сутки вперед”. В рамках свободных двусторонних договоров участники рынка сами определяют контрагентов, цены и объемы поставки. Основой рынка “на сутки вперед” является конкурентный отбор ценовых заявок поставщиков и покупателей за сутки до реальной поставки ЭЭ с определением цен и объемов поставки на каждый час суток.

Если происходит отклонение от запланированных за сутки вперед объемов поставки, участники покупают или продают их на балансирующем

рынке.

Рынок “на сутки вперед” в целом заменяет существовавший в прежней модели сектор свободной торговли – отличие состоит в том, что во вводимом рынке “на сутки вперед” участники подают заявки на полные объемы производства и потребления (на ранее действовавшем секторе свободной торговли – 15 % объемов производства для поставщиков и 30 % потребления для покупателей). Существенно, что результаты такого аукциона ценовых заявок являются основой для планирования Системным оператором режимов производства и потребления электроэнергии – загружаются в первую очередь наиболее экономически эффективные генерирующие мощности.

Для снижения рисков манипулирования ценами на оптовом рынке вводится система стимулирования участников к подаче конкурентных ценовых заявок – в соответствии с правилами торговли, в первую очередь будут удовлетворяться заявки на поставку ЭЭ с наименьшей ценой. Порядок выявления случаев неконкурентного поведения (установление завышенных цен на ЭЭ, попытки генерирующих компаний “увести” с оптового рынка часть своих мощностей) будет установлен Федеральной антимонопольной службой России.

Изменения в системе регулируемого ценообразования также направлены на формирование в отрасли привлекательной инвестиционной среды. Вместо используемого прежде метода экономически обоснованных расходов, в условиях действия регулируемых договоров, начиная с 2008 года, для установления тарифов на электрическую энергию и мощность поставщиков будет использоваться метод индексации. Тарифы поставщиков будут рассчитываться методом индексации тарифов 2007 года, учитывающим уровень фактической, а не прогнозной инфляции.

Особым сектором нового оптового рынка является торговля мощностью, которая осуществляется в целях обеспечения надежной и бесперебойной поставки ЭЭ. До введения новых правил оптового рынка поставщики получали оплату 85 % от установленной мощности генерирующего оборудования, а покупатели оплачивали эту мощность в составе одноставочного тарифа на ЭЭ. Теперь мощность и электроэнергия оплачиваются раздельно. При продаже мощности у поставщиков появляются обязательства по поддержанию их генерирующего оборудования в постоянной готовности к выработке электрической энергии. Эти обязательства заключаются в соблюдении поставщиком заданного Системным оператором режима работы генерирующего оборудования, включая соблюдение выбранного Системным оператором состава оборудования и его параметров, в участии генерирующего оборудования в регулировании частоты в сети и т.д. Стоимость мощности напрямую зависит от выполнения обязательств генерирующими компаниями, и у них появляется прямой финансовый стимул соблюдать все предъявляемые требования. Такие механизмы введены для страхования рисков снижения текущей надежности в работе энергосистемы.