Лекции_экономика_энергетики_заочная_форма

Ценовая политика предприятия – это установление (определение) цен, обеспечивающих выживание предприятия в рыночных условиях, которое включает выбор метода ценообразования, разработку ценовой системы предприятия, выбор ценовых рыночных стратегий и др. Ценовая политика всегда направлена на реализацию трех основных целей: обеспечение выживаемости предприятия, максимизация прибыли и удержание рынка.

В электроэнергетике товаром принято считать электро- и теплоэнергию, электрическую и тепловую мощность, услуги по организации и развитию рынка энергии и мощности. Как уже отмечалось, отрасль во многих аспектах деятельности относится к разряду естественных монополий и, соответственно, цены на продукцию предприятий энергетики находится под сильным государственным регулированием. В то же время в ценовой политике энергокомпаний в последние годы все более увеличиваются рыночные принципы формирования цен на продукцию.

Методы ценообразования – это способы формирования цен на товары и услуги. Различают затратные и параметрические методы ценообразования. Затратные методы основаны преимущественно на учете издержек производства и реализации продукции. Именно такие методы лежат в основе формирования цен на основную продукцию предприятий энергетики. Параметрические методы основаны на учете технико-экономических параметров товаров. Основные методы ценообразования на продукцию предприятий представлены на рис. 8.1.

Методы ценообразования

	Затратные методы		Параметрические методы
	Метод полных издержек		Метод удельной цены
	Метод стандартных издержек		Метод баллов
	Метод прямых издержек		Метод регрессии

Метод стандартных прямых издержек

Рис. 8.1. Методы ценообразования

111

Рассмотрим кратко каждый из методов.

3атратные методы. К затратным методам ценообразования относятся методы полных, стандартных и прямых издержек. Метод полных издержек – это способ формирования цен на основе всех затрат, которые вне зависимости от своего происхождения списываются на единицу того или иного изделия. Основой определения цены являются реальные издержки производителя на единицу продукции, к которым добавляется обоснованная фирмой прибыль. Метод применяется предприятиями, положение которых близко к монопольному, и сбыт продукции практически гарантирован. Именно такой метод нашел наибольшее распространение в электроэнергетике.

Метод стандартных издержек позволяет формировать цены на основе расчета затрат по нормам с учетом отклонений фактических затрат от нормативных. Его преимущество состоит в возможности управления затратами по отклонениям от норм, а не по их полной величине. Отклонения по каждой статье периодически соотносятся с финансовыми результатами, что позволяет контролировать не только затраты, но и прибыль. Метод обеспечивает непрерывное сопоставление затрат и стимулирует осуществлять производство с экономией по отношению к заранее установленным нормам затрат, что дает дополнительный доход предприятию. Наиболее сложным элементом системы стандартных издержек является определение стандартов затрат. Метод стандартных издержек, в отличие от простого отражения затрат, дает возможность пофакторного их анализа. В энергетике данный метод, который, по сути, является разновидностью предыдущего также нашел широкое распространение.

Метод прямых издержек – это способ формирования цен на основе определения прямых затрат исходя из конъюнктуры рынка, ожидаемых цен продажи, которые диктуются рынком. Практически все условно-переменные затраты зависят от объема выпускаемой продукции и рассматриваются как прямые. Остальные издержки относятся на финансовые результаты, то есть на разницу между ценой продукции и прямыми затратами.

Основное преимущество метода заключается в возможности выявления наиболее выгодных видов продукции. Предполагается, что косвенные затраты (которые в данном методе относятся на финансовый результат) практически не изменяются ни при замене одного изделия другим, ни при изменении в определенных пределах масштаба производства. Поэтому чем больше разница между ценой изделия и прямыми затратами, тем выше валовая прибыль (покрытие), а соответственно и рентабельность.

Разновидностью метода прямых издержек является метод стандартных прямых издержек, совмещающий преимущества методов стандартных и прямых затрат.

Параметрические методы ценообразования основаны на учете техни-

ко-экономических параметров товаров. К ним относятся методы удельной цены, баллов и регрессии (см. рис. 8.1).

112

Метод удельной цены основан используется лишь для ориентировочных оценок во избежание грубых ошибок. При этом удельная цена рассчитывается как частное от деления цены на основной параметр качества товара.

Метод баллов основан на использовании экспертных оценок, которые в балльном выражении определяют значимость различных параметров товаров и их сопоставление с каким-либо базовым товаром. Метод целесообразно применять при формировании цен на товары, параметры которых разнообразны и не поддаются непосредственному количественному соизмерению (удобство, дизайн, цвет, запах, вкус и т.д.).

Метод регрессии основан на определении эмпирических зависимостей (в виде уравнений регрессии) зависимости цен от величины нескольких параметров качества по ряду товаров. Метод позволяет моделировать изменение цен в зависимости от совокупности их параметров, строго определять аналитическую форму связи, а также использовать уравнения регрессии для определения цен товаров, входящих в данный параметрический ряд. В результате формируется взаимосвязанная система цен на товары.

Как правило, обоснование цен в условиях рынка опирается на использование всей совокупности параметрических методов.

8.2. Принципы ценообразования и расчета тарифов на электрическую энергию

Втарифе (цене) на электроэнергию фокусируются противоречивые интересы поставщиков, потребителей, властей региона. Конфликты интересов часто возникают из-за отсутствия эффективного взаимодействия энергоснабжающей организации и потребителей при разработке и регулировании тарифов.

Вразных странах применяются тарифные системы, различающиеся принципами формирования и структурной сложностью. В то же время, в основе концепции ценообразования лежат технико-экономические особенности энергетического производства и принцип приемлемости тарифов как для производителей, так для потребителей электроэнергии. При разработке тарифов учитываются две основные технико-экономические особенности электроснабжения:

•совпадение во времени производства и потребления электроэнергии;

•неравномерность потребления в течение суток и на протяжении года. Особый интерес представляют тарифы на потребительском рынке электро-

энергии, так как в конечном итоге они представляют собой цены на электроэнергии для экономики и населения региона. Система потребительских (розничных) тарифов на электроэнергию должна отвечать следующим требованиям:

•устойчивое обеспечение энергокомпаний финансовыми ресурсами для покрытия текущих (эксплуатационных и инвестиционных) затрат;

•соответствие дифференцированной стоимости обслуживания разных категорий потребителей;

•стимулирование снижения издержек производства, передачи и распределения электроэнергии;

113

•рационализация режимов электропотребления и снижения потерь в электросетях;

•повышение эффективности энергоиспользования (стимулирования энергосбережения и электрификации);

•финансовая поддержка отдельных потребителей (крупных, энергоемких, градообразующих предприятий);

•социальная защита (малообеспеченные слои населения).

Схема формирования потребительских тарифов на электроэнергию представлена на рис. 8.2.

Стоимость обслуживания потребителей региона

Постоянные

издержки

Средняя плата за 1 кВт мощности

Переменные

издержки

Средняя плата за 1 кВт.ч энергии

Дифференциация тарифных ставок во времени

Дифференциация тарифов по группам потребителей

По характеристикам электроснабжения

Прейскурантные

тарифы

По целям регулирования электропотребления

Специальные (контрактные) тарифы

Рис. 8.2. Схема формирования потребительских тарифов на электроэнергию

114

При формировании тарифов на электроэнергию в регионе можно выделить три последовательные стадии (рис. 8.2):

•определение совокупной стоимости обслуживания и среднего тарифа;

•дифференциация тарифных ставок по группам и категориям потребителей в соответствии с издержками электроснабжения и расчет базовых (прейскурантных) тарифов;

•разработка специальных тарифов, направленных на реализацию опре-

деленных целей и отклоняющихся от индивидуальных издержек электроснабжения.

Стоимость обслуживания потребителей региона представляет собой необходимую валовую выручку энергокомпании в расчетном периоде (например, за год); она включает суммарные текущие издержки и прибыль. Данный показатель является основой для определения среднего по региону тарифа. Для его расчета следует стоимость обслуживания разделить на объем электропотребления за расчетный период. Средние тарифы дифференцируются по регионам (зонам) страны в зависимости от условий энергетического производства и характера электрических нагрузок.

При расчете стоимости обслуживания потребителей региона состав переменных и постоянных издержек устанавливаться нормативными калькуляциями, утверждаемыми Федеральной и региональными энергетическими комиссиями. Уровень отдельных элементов затрат регулируется на основе специально разрабатываемых нормативов, учитывающих конкретные условия энергоснабжения в данном регионе. Другими словами используется метод стандартных издержек. В электроэнергетике прежде всего устанавливаются нормативы на следующие показатели:

•удельный расход топлива на электростанциях и потери в электросетях;

•численность эксплуатационного и ремонтного персонала;

•отчисления в ремонтный фонд (затраты на ремонтное обслуживание);

•резервы генерирующих мощностей.

Особая проблема – установление нормы прибыли в стоимости обслуживания. До настоящего времени 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. 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.

115

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.

Как отмечалось выше, стоимость обслуживания потребителей региона является основой для определения тарифов на электрическую энергию. При расчете тарифов на электроэнергию следует учесть, что существует несколько их видов (рис. 8.3). Прежде всего следует выделить следующие тарифы на электрическую энергию:

1.Тариф на электроэнергию, поставляемую отдельной электростанцией на оптовый рынок.

2.Тариф на электроэнергию, получаемую потребителями с оптового рынка.

3.Двухставочный тариф (отдельно на электроэнергию и на мощность).

4.Тарифы для потребителей с дифференцированными тарифными став-

ками.

При этом первые два тарифа рассчитываются на оптовом рынке электрической энергии, а остальные – для потребительского.

Тарифы на электроэнергию

Одноставочные

Двухставочные

Многоставочные

с дифференциацией:

Пропорцио-

Плата

Плата

нальный

за энергию

за мощность

Сезонам года

Регрессивный

Присоединенную

к сети

Месяцам года

С уменьшением

За собственный

тарифа при

Часам суток

максимум нагрузки

увеличении

электропотребления

Заявленную в период

Зонам суточного

совмещенного максимума

графика

С увеличением

нагрузки

тарифа при

увеличении

Абонентная

электропотребления

плата

Рис. 8.3. Система тарифов на электрическую энергию

116

где Пфин.эст

Рассмотрим отдельно основные принципы расчета каждого из упомянутых тарифов.

Тариф на электроэнергию, поставляемую отдельной электростанцией на оптовый рынок. Основой для расчета тарифа является общая потребность в финансовых ресурсах каждой электростанции для выработки заданного количества электроэнергии.

В общем виде тариф на электроэнергию, поставляемую станцией на оптовый рынок определяется следующим образом:

Т		=	Пфин.эст	,	(8.1)
	эст.ор
			Э
			отп

– потребность электростанции в финансовых средствах (объем финансовых средств, необходимых электростанции для выработки электроэнергии и получения прибыли);

Эотп – объемэлектроэнергии, отпускаемойэлектростанциейнаоптовыйрынок. Величина потребности электростанции в финансовых средствах опреде-

ляется по формуле:

Пфин.эст = Ивыр.ээ + Пэст.бал,

(8.2)

где Ивыр.ээ – издержки (затраты), которые несет электростанция на выработку электроэнергии;

Пэст.бал – балансовая прибыль электростанции (до уплаты налогов). Затраты на выработку электроэнергии, как было показано в разделе 7, оп-

ределяется как сумма соответствующих затрат:

Ивыр.ээ = Итоп + Изп + Иа + Ир + Ив + Ипр ,

(8.3)

где: Итоп – затраты на топливо; Изп – издержки на оплату труда;

Иа – амортизационные отчисления; Ир – издержки на ремонтное обслуживание (ремонт);

Ив – затраты на вспомогательные материалы и воду; Ипр – прочие затраты.

Также в разделе 6 отмечалось, что более 50% в величине Ивыр.ээ составляют затраты на топливо Итоп, которые можно определить следующим образом:

Итоп =bээ Цт Эотп,	(8.4)
где bээ – удельный расход топлива на выработку электроэнергии;
Цт – средняя цена топлива.
Балансовая прибыль определяется как сумма двух составляющих:
Пэст.бал = Ппредпр + Нп,	(8.5)

где Ппредпр – прибыль предприятия, закладываемая в тариф; Нп – налоговые отчисления от прибыли.

Тариф на электроэнергию, получаемую потребителями с оптового рынка. В первую очередь, электроэнергию с оптового рынка получают АО-энерго и отдельные крупные потребители, выведенные на оптовый рынок. При этом, часть электроэнергии они покупают в рамках двухсторонних договоров, где цены и объемы поставок электроэнергии уже оговорены между контр-

117

где Тусл.опт

агентами. Однако полностью оговорить объемы поставок в данных договорах невозможно, поэтому часть электроэнергии покупается в рамках продаж, например "на сутки вперед" или на балансирующем рынке. Основной подход к определению величины тарифов в этом случае будет через средневзвешенный тариф всех поставщиков (генерирующих компаний или электростанций), отпускающим электроэнергию на оптовый рынок вне двусторонних договоров.

	N
Тср.опт =	∑Тэст.отп,i	Эотп,i
	i=1		,	(8.6)
	Эполн

где Эполн – полное количество электроэнергии, получаемой потребителями с оптового рынка за период регулирования тарифа;

N – число поставщиков, осуществляющих поставки электроэнергии на оптовый рынок.

В свою очередь тариф определяется исходя из следующего соотношения:

Топт.ээ =Тср.опт +Тусл.опт ,

(8.7)

– размер услуг по организации функционирования оптового рынка, передаче электроэнергии по магистральным электрическим сетям (МЭС), а также на объем средств на развитие МЭС.

Следует сказать, что рассмотренный подход является упрощенным. На самом деле практически все потребители оптового рынка платят за электроэнергию по двухставочному тарифу – за присоединенную мощность и за потребленную электрическую энергию.

Двухставочный тариф на электроэнергию. В основу расчета положено разделение затрат на постоянные и переменные.

Постоянные издержки энергокомпании, не зависящие от производства электроэнергии и определяемые величиной основного капитала, обеспечивают создание генерирующих мощностей и поддержание их в готовности к несению нагрузки. Поэтому они называются еще "издержками на обеспечение мощности". В частности, к ним относятся амортизационные отчисления, расходы по эксплуатации и ремонту оборудования, некоторые налоги.

Указанные издержки, так же как и нормативная прибыль, служащая источником прироста основного капитала, должны оплачиваться всеми потребителями независимо от режима электропотребления. Таким образом образуется постоянная составляющая тарифа, получавшая название "тариф на мощность" или "плата за присоединенную мощность".

Тариф на мощность, отпускаемую электростанцией на оптовый или потребительский рынок, в расчете на 1 месяц определяется из выражения:

Тм.отп =	Иэст.пост + Пм.эст	,	(8.8)
	12 N уст

где Иэст.пост – постоянные годовые издержки на содержание установленной мощности электростанции;

Пм.эст – прибыль электростанции, относимая на ее мощность; Nуст – установленная мощность электростанции.

118

Тариф на мощность для потребителя определяется по формуле:
Т		=Т			N уст	,	(8.9)
	м.потр		м.отп
					Рз.м

где Рз.м – среднемесячный заявленный потребителями максимум нагрузки, который отражается в договорах на электроснабжение.

Таким образом, тариф на мощность у потребителей всегда больше тарифа на мощность на шинах электростанции. Это связано с тем, что электростанция в своем тарифе на мощность отражает затраты на содержание всей своей установленной мощности, а не только мощности, необходимой потребителям и заявленной ими в договорах.

Дополнительно тариф у потребителя возрастает на величину затрат на компенсацию потерь мощности при ее передаче, что вполне оправдано, т.к. потери мощности происходят по объективной причине.

Переменные издержки энергокомпании, наоборот, пропорциональны объему фактически потребленной электроэнергии. Поэтому они относятся во вторую составляющую двухставочного тарифа – плату за потребленную электроэнергию. Основные принципы расчета данной составляющей уже были рассмотрены ранее.

Если перейти непосредственно к расчету тарифов, то объем платы потре-

бителя по двуставочному тариф с основной ставкой за присоединенную мощ-

ность (базовый тариф) определяется на основе соотношения:
П =α Рн + β W ,	(8.10)

где α – плата за 1 кВт (или кВ·А) присоединенной мощности; Рн – суммарная присоединенная мощность потребителя;

β – плата за 1 кВт·ч потребленной электроэнергии (учтённой счетчиком); W – количество электроэнергии, потребленной за расчетный период времени. Предполагалось, что этот тариф будет стимулировать потребителей к увеличению загрузки трансформаторов на пунктах приема электроэнергии, снижению их суммарной установленной мощности, что повлечет за собой снижение установленной мощности генераторов и трансформаторов в энергосистеме. Практика показала, что последняя из перечисленных целей при использовании этого тарифа практически не достигается. В связи с этим был произведен переход к двуставочному тарифу с основной ставкой, учитывающий участие потре-

бителя в максимуме нагрузки энергосистемы.

Двуставочный тариф с оплатой максимальной нагрузки в часы максиму-

ма энергосистемы. При этом тарифе плата за электроэнергию определяется по формуле

П =αmax Рmax + β W ,

(8.11)

где αmax – плата за 1 кВт заявленного потребителем (указанного в договоре) по-

лучасового максимума нагрузки (Рmax) в часы утреннего или вечернего максимумов энергосистемы.

119

Двуставочный тариф с основной ставкой за мощность потребителя, участвующего в максимуме энергосистемы, с дифференциацией ставок за по-

требленную электроэнергию:
П =αmax Рmax + β2 (W −Wmin )+ β1 Wmin ,	(8.12)

где W – общее потребление электроэнергии, учтенной счетчиком за расчетный период;

β1 – тарифная ставка за электроэнергию, потребленную в часы минималь-

ных нагрузок;

Wmin – потребление электроэнергии в часы минимальных нагрузок;

β2 – тарифная ставка за электроэнергию, потребленную в часы, когда нет

минимальных нагрузок.

В отличие от предыдущего, этот тариф более полно стимулирует потребителя к переносу части нагрузки на ночные часы, когда нагрузка энергосистемы минимальна и электроэнергия вырабатывается самыми экономичными агрегатами.

Одноставочный тариф предполагает оплату только потребленной электроэнергии. Поэтому при отсутствии потребления постоянные издержки компании вообще не оплачиваются. Кроме того, здесь плата растет пропорционально потреблению, что ведет к отрыву тарифа от стоимости обслуживания. Тем не менее он широко применяется для населения и маломощных потребителей, так как не требует приборов для измерения нагрузки.

Дифференциация тарифных ставок. Основной принцип ценообразова-

ния: тарифы должны основываться на полных издержках электроснабжения, т.е. стоимости обслуживания. Эти издержки изменяются в достаточно широких пределах в зависимости от времени производства электроэнергии, условий энергоснабжения и энерготехнологических характеристик различных потребителей. Поэтому ставки платы за мощность и энергию должны дифференцироваться во временном разрезе, по группам и категориям потребителей, а также по видам электропотребляющих процессов.

1. Временная дифференциация тарифов вызвана неравномерностью элек-

тропотребления и заключается в применении ставок, различающихся по часовым зонам суток, дням недели и сезонам года. В часы ночного минимума нагрузки энергосистемы, когда имеются свободные мощности и прирост выработки возможен с наименьшими издержками, устанавливаются пониженные ставки платы за электроэнергию. Наоборот, в часы пиковых нагрузок предлагаются максимальные тарифы. Могут также применяться отдельные ставки платы за мощность для зон базовой и пиковой нагрузок суточного графика. В зависимости от характера годового графика нагрузки энергосистемы назначаются различные ставки для зимнего и летнего сезонов. В принципе такие тарифы можно предложить любому потребителю.

Все это требует определения постоянных и переменных издержек производства электроэнергии по зонам графиков нагрузок с учетом состава работающего оборудования. Расчет этих тарифов базируется на концепции краткосрочных предельных затрат – дополнительных затрат, необходимых для покры-

120