М. Й. Бурбело, О. О. Бірюков, Л. М. Мельничук маркетинг енергії icon

М. Й. Бурбело, О. О. Бірюков, Л. М. Мельничук маркетинг енергії




НазваМ. Й. Бурбело, О. О. Бірюков, Л. М. Мельничук маркетинг енергії
Сторінка1/29
Дата28.06.2012
Розмір3.13 Mb.
ТипДокументи
  1   2   3   4   5   6   7   8   9   ...   29



М.Й. Бурбело, О.О. Бірюков,

Л.М. Мельничук


МАРКЕТИНГ ЕНЕРГІЇ





Міністерство освіти і науки України

Вінницький національний технічний університет


М.Й. Бурбело, О.О. Бірюков, Л.М. Мельничук


МАРКЕТИНГ ЕНЕРГІЇ


Затверджено Вченою радою Вінницького національного технічного університету як навчальний посібник для студентів спеціальності „Енергетичний менеджмент”. Протокол № 10 від 27.03.2008 р.


Вінниця ВНТУ 2008



УДК 338.2(075)

Б 91


Рецензенти:

П.Д. Лежнюк, доктор технічних наук, професор

О.В. Мороз, доктор економічних наук, професор

В.С. Костишин, доктор технічних наук, професор


Рекомендовано до видання Вченою радою Вінницького національного технічного університету Міністерства освіти і науки України


Бурбело М.Й., Бірюков О.О., Мельничук Л.М.
^

Б 91 Маркетинг енергії. Навчальний посібник. – Вінниця: ВНТУ, 2008. – 119 с.




В навчальному посібнику висвітлені теоретичні засади функціонування оптового ринку електроенергії та практичні аспекти розрахунків тарифів на електроенергію. Посібник розроблений у відповідності з програмою дисципліни “Маркетинг енергії” і може бути використаний для студентів спеціальності „Енергетичний менеджмент” під час проведення практичних занять, курсового та дипломного проектування.


УДК 338.2(075)


© М. Бурбело, О. Бірюков, Л. Мельничук, 2008

ЗМІСТ


^ ПЕРЕЛІК СКОРОЧЕНЬ 4

Для визначення втрат електричної енергії в розподільних мережах (losses of electric power in distributive networks) Методикою [39] рекомендується формула: 31

Продовження таблиці В.1 76

Продовження таблиці В.2 77

Продовження таблиці В.3 78

Продовження таблиці В.4 79

Продовження таблиці В.5 80

Продовження таблиці В. 6 81

Продовження таблиці В.7 82

Продовження таблиці В.8 83

Продовження таблиці В.9 84

Продовження таблиці В.10 85

Продовження таблиці В.11 86

Продовження таблиці В.12 87

Продовження таблиці В.13 88

Продовження таблиці В.14 89

Продовження таблиці В.15 90

Продовження таблиці В.16 91

Продовження таблиці В. 17 92

Продовження таблиці В. 18 93

Продовження таблиці В. 19 94

Продовження таблиці В.20 95

Продовження таблиці В. 21 96

Продовження таблиці В.22 97

Продовження таблиці В.23 98

Продовження таблиці В.24 99



^ ПЕРЕЛІК СКОРОЧЕНЬ


АСКОЕ – автоматизована система контролю і обліку електроенергії

ДЕКНТВЕ – допоміжний економічний коефіцієнт нормативних технологічних витрат електроенергії

ЕЕРП – економічний еквівалент реактивної потужності

ЕКНТВЕ – економічний коефіцієнт нормативних технологічних витрат електроенергії

ЕК – енергопостачальна компанія

ЕСКО – енергозберігаюча компанія, яка проводить інвестицію під ключ, повністю організовуючи всю схему руху грошових коштів

КРП – компенсування реактивної потужності

КУ – компенсувальні установки

НЗТВЕ – нормативне значення технологічних витрат електроенергії в електричних мережах

НЕК „Укренерго” – Національна енергетична компанія „Укренерго”

НКРЕ – Національна комісія регулювання електроенергетики

НХТВЕ – нормативна характеристика технологічних витрат електроенергії в електричних мережах

ОЕС – об’єднана енергетична система

ОРЕ – оптовий ринок електроенергії

ПМ – природні монополії

ПРТ – ліцензіати з постачання електроенергії за регульованим тарифом

ПНТ – ліцензіати з постачання електроенергії за нерегульованим тарифом

РЕМ – районні електричні мережі

ВСТУП


^ Маркетинг в енергетиці (marketing of energy) – діяльність енергетичних компаній на енергетичному ринку, що спрямована на досягнення їх комерційних цілей через максимально повне задоволення потреб споживачів енергетичної продукції та послуг, а також інтересів суспільства в сфері енергозабезпечення.

Маркетинг безпосередньо спрямований на вирішення таких задач енергетичних компаній:

  • підвищення їх конкурентоспроможності на ринку;

  • підтримання стійкого фінансового стану;

  • адаптації до змін в зовнішньому середовищі;

  • мінімізації ризику при обґрунтуванні та прийнятті рішень.

Маркетинг в енергетиці включає такі специфічні види діяльності:

  • дослідження суб’єктів енергетичного ринку (споживачів, конкурентів, постачальників енергії, посередників);

  • аналіз, прогнозування і управління попитом на енергію;

  • розробку нових видів енергетичних послуг;

  • формування стратегії ціноутворення на електричну та теплову енергію і послуги з енергопостачання;

  • стимулювання збуту енергетичної продукції та послуг.

Особливістю енергетичного ринку є те, що енергопідприємства випускають продукцію досить обмеженого товарного асортименту (електрична і теплова енергія) зі стабільними параметрами. Розвиток ринкових відносин стимулює супроводження основної продукції послугами з її ефективного використання. Асортимент і вартість цих послуг можуть змінюватися в широких межах для різних споживчих груп (обслуговування та ремонт установок електро- і тепловикористання, енергоаудит і консалтинг, технічне забезпечення енергопостачання, впровадження нових електротехнологій).

Внаслідок істотної різниці витрат енергопостачання для окремих споживчих груп необхідна диференціація тарифів на електроенергію і тепло. Вона також потрібна для стимулювання раціонального споживання та вибіркової підтримки деяких споживачів енергії.

Ефективність енергетичного виробництва жорстко визначається режимом енергоспоживання. Тому енергокомпанії зацікавлені в зміні попиту в певні періоди часу (зниженні в години максимальних навантажень і підвищенні в години нічного спаду навантаження).


^ 1 ТЕОРЕТИЧНІ ЗАСАДИ ФУНКЦІОНУВАННЯ ЕНЕРГОРИНКУ УКРАЇНИ


1.1 Сутність державного регулювання енергетичного ринку України


Основою електроенергетики України є Об’єднана енергетична система (ОЕС), яка здійснює централізоване електропостачання внутрішніх споживачів, взаємодіє з енергосистемами суміжних країн, забезпечує експорт, імпорт і транзит електроенергії. Вона об’єднує енергогенерувальні потужності, системоутворювальні та міждержавні електричні мережі напругою 220 – 750 кВ, розподільні мережі регіонів України.

Для підвищення конкурентоспроможності української енергетики, забезпечення потреб споживачів України в електричній енергії за мінімально можливою ціною на засадах конкуренції між виробниками та між постачальниками електричної енергії, забезпечення надійного електропостачання споживачів, а також фінансової стабільності і прибутковості галузі та інтересу до неї з боку потенційних інвесторів, у 1996 році в Україні створено оптовий ринок електричної енергії (the wholesale market of electric energy).

Основні правові та організаційні засади, які регулюють загальні умови функціонування оптового ринку електричної енергії (ОРЕ), визначені Конституцією України, Законом України "Про електроенергетику" (зі змінами і доповненнями), нормативними актами Президента України, Кабінету Міністрів України, Національної комісії регулювання енергетики України (the national commission of regulation of electric power industry).

Правовою базою функціонування ОРЕ є прийнятий 16 жовтня 1997 р. Верховною Радою України Закон України "Про електроенергетику", яким визначені основні принципи роботи ОРЕ – рівні права і можливості для його членів, прозорість розрахунків, спільна відповідальність, спільна взаємодопомога, спільна фінансова підтримка розвитку і функціонування оптового ринку та державне регулювання його діяльності з метою захисту прав споживачів [1]. ОРЕ діє на основі Договору між його членами, яким визначені умови діяльності, права, обов’язки і відповідальність його учасників, а також порядок діяльності, інфраструктура ринку та його органи. Невід'ємною частиною Договору є Правила оптового ринку електричної енергії України, які визначають механізм функціонування оптового ринку електричної енергії України, порядок розподілу навантажень між генерувальними джерелами, правила формування ринкової ціни на електричну енергію [2].

Оптовий ринок електричної енергії України створюється на підставі договору. У договорі повинні визначатися мета і умови діяльності, права, обов'язки та відповідальність сторін. Цей договір погоджується з центральними органами виконавчої влади, що здійснюють управління в електроенергетиці, Національною комісією регулювання електроенерге-тики України (НКРЕ), Антимонопольним комітетом України.

Невід'ємною частиною договору є Правила оптового ринку електричної енергії України (затверджені постановою НКРЕ від 12 листопада 1997 року № 1047а), які визначають механізм функціонування оптового ринку електричної енергії України, порядок розподілу навантажень між генерувальними джерелами, правила формування ринкової ціни на електричну енергію.

Головне завдання Оптового ринку електричної енергії – це забезпечення енергетичної незалежності держави, задоволення потреб споживачів в електричній енергії за умови надійного та безперебійного їх електропостачання [3].

У виробництві, передаванні та розподіленні електроенергії в Україні беруть участь:

– 35 компаній-виробників електричної енергії: ДП НАЕК „Енергоатом”, п’ять компаній теплових електростанцій, зокрема, ВАТ „Донбасенерго”, ВАТ „Дніпроенерго”, ВАТ ДЕК „Центренерго”, ТОВ „Східенерго”, ВАТ „Західенерго”, три генерувальні компанії ГЕС, зокрема, ВАТ „Укргідроенерго”, ВАТ „Дністровська ГАЕС”, ВАТ „Закарпаття-обленерго-ГЕС”, дев’ятнадцять підприємств теплоелектроцентралей, зокрема, ВАТ „Харківська ТЕЦ-5”, чотири підприємства вітрових електростанцій;

– Національна енергетична компанія (НЕК) „Укренерго” і вісім енергосистем (Донбаська, Дніпровська, Північна, Центральна, Південно-Західна, Західна, Південна, Кримська), що відповідають за отримання заявок від виробників і планування графіка навантаження, управління магістральними високовольтними мережами;

– 27 енергопостачальних компаній (обленерго), які забезпечують передавання і постачання електричної енергії та здійснюють її розподілення по високовольтних та низьковольтних розподільних мережах через районні електричні мережі (РЕМ).

Оперативно-технологічне управління ОЕС, управління режимами енергосистеми, створення умов надійності за паралельної роботи з енергосистемами інших країн здійснюється централізовано державним підприємством НЕК „Укренерго”.

Транспортування та розподіл електричної енергії виконують енергопостачальні компанії, які діють на території відповідних областей України, міст Києва та Севастополя. Кожна з таких енергопостачальних компаній (ЕК) складається з одного або двох підприємств електричних мереж (ПЕМ) і декількох РЕМ, мережами яких електрична енергія передається споживачам.

Виробничу структуру енергетики України зображено на рис. 1.1 [4].




Рисунок 1.1 – Виробнича структура електроенергетики України

Споживачі (consumers) – юридичні або фізичні особи – споживають електричну енергію з метою забезпечення своєї життєдіяльності та виконання корисної суспільно-значимої роботи. Приймачі електричної енергії споживачів – перетворюють її в інші види енергії: світлову, механічну, теплову, хімічну для їх безпосереднього використання. В деяких випадках електрична енергія змінного струму промислової частоти (50 Гц) попередньо перетворюється в постійний струм або в струм іншої частоти.

Виробництво, передавання і розподілення електроенергії має низку особливостей, що різко відрізняють енергетичне виробництво від інших галузей промисловості.

Перша і найбільш важлива особливість електроенергетичної системи полягає в тому, що виробництво електроенергії, її розподіл та споживання здійснюються в один і той же момент часу. Іншими словами, електроенергія ніде не акумулюється. Ця особливість перетворює складну електроенергетичну систему, окремі ланки якої можуть бути географічно віддаленими на багато сотень кілометрів, в єдиний складний механізм. В будь-якій іншій галузі промисловості є можливість накопичувати на складі продукти виробництва. На відміну від цього, в енергетичній системі не може бути ніякого запасу, ніяких складів енергії, і тому взаємна залежність між окремими ланками буде повною: зміна режиму мережних (передавальних) елементів одночасно впливає і на режим перетворення енергії в генераторах, трансформаторах та установках споживачів, і навпаки.

Друга важлива особливість електроенергетичної системи полягає в тому, що вона тісно пов’язана з усіма галузями промисловості, побутом, зв’язком, транспортом. Ця особливість електроенергетичної системи визначає актуальність забезпечення достатнього рівня надійності її роботи та неперервності електропостачання і вимагає створення економічно доцільного резерву потужності в усіх її елементах.

Неможливість створення запасів готової продукції в електроенергетиці та вимоги надійності електропостачання потребують наявності резервів генерувальних потужностей, пропускної спроможності електричних мереж, а також запасів паливних ресурсів. Величина цих резервів нормується, а витрати на їх формування і зміст включаються у вартість енергії.

Нова економічна система ринкових відносин в електроенергетичній галузі запроваджувалась з урахуванням умови збереження ОЕС, яка включає об’єкти електроенергетики, об’єднані спільним режимом виробництва, передачі та розподілу електричної енергії за умови централізованого оперативно-диспетчерського управління.

Розрахунки між учасниками оптового ринку здійснюються пропорційно обсягам виробництва товарної продукції за алгоритмом розподілу коштів (рис. 1.2), затверджених Національною комісією регулювання електроенергетики (НКРЕ).

Оператором ОРЕ є державне підприємство „Енергоринок”, предметом діяльності якого є [5]:

  • купівля електричної енергії у її виробників;

  • укладення угод про передачу та постачання електричної енергії з суб'єктами підприємницької діяльності, які отримали ліцензію на передачу та (або) постачання за регульованим або нерегульованим тарифом;

  • організаційне та матеріально-технічне забезпечення функціонування оптового ринку електричної енергії;

  • виконання функцій розпорядника системи розрахунків, а також коштів оптового ринку електричної енергії.



Рисунок 1.2 – Схема функціонування оптового ринку електроенергії

Оптовий ринок електроенергії України створено за зразком моделі Пулу електроенергії Англії та Уельсу в 1996 році. Він функціонує за схемою ринку "єдиного покупця" [6]. Розв'язання проблеми неплатежів дозволило поставити завдання переходу до більш ефективної та орієнтованої на потреби споживачів моделі ринку електроенергії. Була розроблена і схвалена постановою Кабінету Міністрів України від 16.11.2002р. № 1789 Концепція функціонування та розвитку Оптового ринку електричної енергії України, згідно з якою визнано доцільним поетапний перехід до конкурентного ринку електроенергії – ринку двосторонніх контрактів, що поєднується з балансуючим ринком, який забезпечує узгодження попиту та пропозиції на незаконтрактовані обсяги електроенергії.

З метою забезпечення переходу до конкурентного ринку постановою Кабінету Міністрів України від 17.03.2004 № 328 було створено Міжвідомчу комісію з координації роботи, пов'язаної з реалізацією положень Концепції функціонування та розвитку Оптового ринку електричної енергії України.

На засіданні Міжвідомчої комісії 15 червня 2004 року був прийнятий План заходів I етапу реалізації Концепції на 2004 – 2005 роки, до якого було включено: забезпечення повної оплати вартості спожитої електроенергії та вирішення проблеми накопиченої заборгованості; розвиток конкуренції на ОРЕ; вдосконалення системи економічного регулювання в електроенергетиці; вдосконалення виробничо-технологічної системи і системи забезпечення роботи ОРЕ; формування цілісної правової бази функціонування електроенергетичної галузі. У кінці 2005 року, з урахуванням результатів виконання Плану заходів I етапу, на засіданні Міжвідомчої комісії схвалено План заходів II етапу реалізації положень Концепції, спрямований на: розв'язання невирішених питань I етапу, зокрема, забезпечення повної оплати вартості спожитої електроенергії та вирішення проблеми накопиченої заборгованості; визначення структури і правил нової моделі ринку електроенергії (двосторонні контракти, балансуючий ринок) та шляхів переходу до нього; розробку нормативно-правової бази для забезпечення впровадження нової моделі ринку електроенергії; розробку і впровадження технічних систем забезпечення діяльності нової моделі ринку електроенергії.

Надзвичайно важливою є розробка інвестиційних та фінансових планів розвитку енергетики, які будуються на підставі визначення, по-перше, інвестиційних проектів, реалізація яких дозволить досягнути у довгостроковому періоді поставлених задач (обсяг електроенергії, рівень технічного розвитку), а, по-друге, на визначенні по роках основних джерел фінансування (власні кошти енергетичних компаній, субсидії держави, довгострокові та короткострокові платні залучені кошти) [7]. Фінансування інвестиційних програм здійснюється за рахунок амортизаційних відрахувань у повному обсязі, певної частки прибутку та операційних витрат. Додатковими джерелами фінансування інвестиційної програми можуть бути кошти, які отримані за перетоки реактивної електричної енергії, кредити, будь-яка фінансова допомога, кошти, які отримані від здійснення діяльності, пов'язаної та не пов'язаної з передачею і постачанням електричної енергії.


^ 1.2 Тарифи як інструмент забезпечення ефективності діяльності енергопостачальних компаній


Ціноутворення (pricing) на передавання електроенергії є основним етапом регулювання діяльності ЕК. У законі „Про природні монополії” [8] встановлено, що при регулюванні цін (тарифів) на товари суб'єктів природних монополій враховуються: витрати, які, згідно з законами про оподаткування, відносяться на валові витрати виробництва та обігу; податки і збори (обов'язкові платежі) до бюджетів та до державних цільових фондів; вартість основних виробничих фондів, амортизаційні відрахування, потреби в інвестиціях, необхідних для відтворення основних виробничих фондів; очікуваний прибуток від можливої реалізації товарів за різними цінами (тарифами); віддаленість різних груп споживачів від місця виробництва товарів; відповідність якості товарів, що виробляються (реалізуються), потребам споживачів; державні дотації та інші форми державної підтримки.

Найважливішою задачею, яка ставиться перед тарифною системою на електроенергію, є забезпечення економічної ефективності ЕК. Під економічною ефективністю ЕК (economic efficiency of the power company) слід розуміти [9] передавання електроенергії за найнижчою можливою собівартістю, здатність ЕК реагувати на зміну ринкового попиту шляхом передавання більшого обсягу електроенергії за високої якості, можливістю безперервного живлення споживачів, які цінують надійність електропостачання найбільш високо.

Ціноутворення на електроенергію є складним процесом, який залежить від багатьох чинників. Держава, яка уособлює інтереси усіх зацікавлених сторін, має знаходити такі вирішення проблем і суперечностей, щоб уникнути таких негативних проявів помилкової тарифної політики, як цінова дискримінація окремих груп споживачів, завищення рівня тарифів, що призводить до збитків споживачів та порушення їх фінансової рівноваги [10].

Енергопостачальні компанії, сферою діяльності яких є передавання та розподілення електроенергії, відносять до природних монополій (natural monopolies), стабільний стан яких є умовою економічного розвитку усіх галузей народного господарства. Беззаперечною перевагою природних монополій (ПМ) є можливість досягнення значної економії витрат на одиницю продукції при нарощуванні виробництва. Однак при цьому виникає необхідність державного регулювання (state regulation), оскільки ПМ не зацікавлені в зниженні цін, впровадженні нового обладнання та технологій. Основним завданням державного регулювання є підвищення ефективності ПМ і зниження вартості їх продукції шляхом створення пріоритетів для розвитку ефективних виробників, стимулюючи їх, водночас, до більш напруженої та інтенсивної роботи в інтересах суспільства.

За нестабільної економічної ситуації, несприятливих для бізнесу умов найефективнішим власником ПМ є держава, оскільки має усі засоби (кошти, вплив на законодавчі, економічні та господарські суб‘єкти), які потрібні для нормальної і стабільної роботи ринків ПМ, що позитивно впливає на економіку країни в цілому [11].

У періоди посилення ролі приватного бізнесу, покращення загальних умов, державі стає вигідним залучення коштів приватних інвесторів шляхом приватизації ПМ за умови збереження впливу держави на регулювання ПМ. Результати проведених у США статистичних досліджень енергетичних підприємств, які функціонують в умовах конкуренції та монополії, показали [12], що загальні витрати у розрахунку на одиницю кінцевої продукції підприємств, які функціонують в умовах конкуренції, порівняно з витратами підприємств, які є ПМ, у середньому на 16% нижчі. Причому такий результат досягається за рахунок поточних витрат, оскільки одноразові витрати на одиницю кінцевої продукції в енергетичних підприємств, які функціонують в умовах конкуренції, завжди є вищими, ніж у аналогічних підприємств, які є ПМ. Оскільки держава зацікавлена в ефективній роботі ПМ, які є гарантом стабільності в країні, то вона має створити усі умови для появи у ПМ ефективних власників, які будуть інвестувати необхідні обсяги коштів і будуть згодні на довгострокові перспективи повернення коштів та отримання прибутків.

Водночас, незалежно від власності, ПМ не схильні до добровільного підвищення ефективності діяльності і фінансування витрат, які не приносять прямого прибутку, а намагаються підвищити тарифи. ПМ традиційно залишаються байдужими до втрат продукції у мережах (води, тепла, електроенергії тощо), оскільки, згідно з існуючими методиками, вони відносяться на собівартість продукції. Проводити ж підвищення тарифів – недоцільно, бо це призведе до небажаних та негативних результатів в цілому по країні.

Практика показує, що в електроенергетичній галузі доцільним є застосування методів стимулюючого регулювання (incentive regulation), що основані на регламентуванні макроекономічних показників, які дозволяють забезпечити зниження витрат і покращити якість електропостачання. Для підвищення ефективності ЕК держава може застосовувати методи, основні з яких такі: регулювання норми прибутку; регулювання верхньої межі тарифу; регулювання верхньої межі доходу.

^ Метод регулювання норми прибутку (method of regulation of rate of return) оснований на обмеженні прибутку на певний обсяг витрат ПМ. Підприємство підраховує понесені за певний період витрати, а регулюючий орган встановлює обґрунтований рівень прибутку на вкладений капітал. Розрізняють регулювання норми прибутку, що встановлюється на визначений термін, та регулювання норми прибутку, що встановлюється регулюючим органом без зазначення терміну. Перевага регулювання норми прибутку, яка встановлюється на визначений термін, полягає у тому, що регулюючий орган вказаний період часу не переглядає структуру витрат та норму прибутку. Це дозволяє ПМ отримати додаткові прибутки за рахунок більш ефективного використання ресурсів в даному періоді. Регулювання норми прибутку без визначення терміну дозволяє як ПМ, так і регулюючому органу у будь-який час вимагати перегляду структури витрат, норми прибутку. У цьому випадку ПМ не зацікавлений ефективно використовувати ресурси.

Важливим питанням при регулюванні є визначення та обґрунтування норми прибутку. Регулюючий орган повинен брати до уваги рівень прибутковості, який був обіцяний інвесторам. Норма прибутку ПМ обмежується ціною капіталу та доходом на інвестиції.

Основними перевагами методу регулювання норми прибутку є його прозорість, ефективність, відносна легкість при впровадженні, орієнтація на регулювання ключових параметрів діяльності ПМ (витрати, інвестиції), прийняття рішень за реальними, а не прогнозованими показниками. Така модель може успішно використовуватись в умовах стабільної економічної ситуації, прогнозованого рівня інфляції. Застосування методу регулювання норми прибутку дозволяє регулюючим органам контролювати та обмежувати основні види монопольних зловживань і гарантувати інвесторам певний рівень прибутків на вкладений капітал.

Основними недоліками методу регулювання норми прибутку є перекладання на споживачів частини витрат, а також недостатність стимулів для інвестування у прогресивні технології.

Одним із ефективних методів стимулюючого регулювання, яке використовується на практиці, є регулювання верхньої межі тарифів (regulation of the top border of tariffs) [8]. Регулювання верхньої межі тарифів є вигідним для споживачів, бо у центрі уваги знаходиться найбільш важливий для споживачів показник – рівень цін. Ідея цього методу регулювання полягає у встановленні на обумовлений в договорі термін (4-5 років) формули розрахування тарифів

, (1.1)

де Tm,t – верхня межа тарифу на період t,

I – щорічний індекс інфляції,

X – показник збільшення ефективності,

Z – показник врахування непередбачених подій.

Водночас не визначення чітких принципів зміни ^ Х може мати негативні наслідки. У разі фіксації Х підвищення ефективності компанії стає не добровільним, а примусовим. Підвищення ефективності і зниження витрат можуть бути перекриті більш жорстким Х у наступному періоді. Однак встановлення об’єктивного значення показника Х залежить від наявності інформації, якою володіє регулюючий орган.

Хоча регулювання верхньої межі тарифів і вважається найбільш ефективним методом, однак, застосування цього методу призводить до зниження стимулів для інвестицій [13, 14].

Одним із варіантів регулювання верхньої межі тарифів є модель “складання набору контрактів”. Регулювальний орган укладає контракт, у якому обумовлюються різні варіанти та умови регулювання. Кожен з цих варіантів відрізняється різними значеннями дозволених тарифів та відповідною премією, розмір якої має бути більшим при нижчому рівні тарифів [15]. При повторному складанні контрактів компанія отримує премію, яка була зазначена у попередньому контракті. За цього методу регулювання дуже важливим є правильне визначення можливостей щодо підвищення ефективності окремої компанії. Тому така модель потребує значного обсягу інформації [16].

У США з 1990 року застосовується метод регулювання верхньої межі доходу (regulation of the top border of income). Перехід до регулювання верхньої межі доходу був проведений завдяки спеціально розробленим правилам, в яких був описаний механізм переходу від традиційного для США методу регулювання норми прибутку [17]. Процедура регулювання верхньої межі доходу є схожою до регулювання верхньої межі тарифів, але центральним показником, який регулюється, є дохід. Формула розрахування має такий вигляд:

, (1.2)

де – верхня межа доходу за період t.

Фіксований термін дії формули дозволяє ПМ отримувати всю економію від підвищення своєї ефективності. У цьому відношенні цей метод є кращим за регулювання норми прибутку.

Одним з недоліків цієї моделі є можливість непропорційної зміни рівня тарифів при зміні показника доходу [18]. Було запропоновано використовувати модель обмеження верхньої межі тарифів з одночасним обмеженням верхньої межі доходу [19].

На сьогодні в Україні тарифи на передачу та постачання електричної енергії формуються за традиційним методом, який відомий у міжнародній практиці, як метод “витрати плюс”. Основний недолік цього методу полягає в тому, що він не заохочує суб’єктів господарювання до економії ресурсів, а навпаки, стимулює до завищення операційних витрат [20].

Лише для декількох компаній, пакет акцій яких був проданий на конкурсній основі стратегічним інвесторам у 2001 році, розрахування тарифів на передавання та постачання здійснюється із встановленням норми прибутку на вкладені інвестиції, та автоматичним коригуванням тарифів при зміні інфляційних факторів. За рахунок встановлення на сім років зафіксованих елементів витрат, які коригуються лише на інфляційні фактори, дозволило досягти того, що компанії зацікавлені в зменшенні операційних витрат та отриманні більшого прибутку.

Запровадження для всіх ЕК зазначеного механізму регулювання є однією із актуальних задач.

Крім того, на сьогодні більшість енергопостачальних ЕК мають ліцензію на транспортування електричної енергії місцевими (локальними) мережами та постачання електричної енергії за регульованим тарифом. Об’єднання двох видів діяльності однією юридичною особою призводить до перехресного субсидування однієї діяльності за рахунок іншої та, відповідно, до непрозорого тарифоутворення для цих видів діяльності.

Крім того, Директивою 2003/54/ЄС Європейського парламенту та ради стосовно спільних правил для внутрішнього ринку електроенергії, визначено, що системи розподілу і передавання повинні експлуатуватися окремими юридичними особами, які мають вертикально інтегровані підприємства.

Застосування механізму, при якому діяльністю з передавання електричної енергії місцевими (локальними) мережами та постачання електричної енергії не може займатися одна юридична особа, дасть можливість запровадити конкурентне середовище в такому виді діяльності, як постачання електричної енергії, що у кінцевому результаті приведе до зниження тарифів на електроенергію та дасть змогу більш прозоро здійснювати тарифну політику у монопольному виді діяльності - передачі електричної енергії місцевими (локальними) мережами [20].

Державне регулювання ціноутворення на електроенергію в Україні ґрунтується на принципах, що закладені у таких нормативних актах, як Закон України „Про електроенергетику” [1], Постанова НКРЕ „Про затвердження Правил Оптового ринку електричної енергії України” [2], Закон України “Про застосування тарифів на електроенергію” [21].

Органом, який здійснює державне регулювання у паливно-енергетичному комплексі України (fuel and energy complex of Ukraine), є НКРЕ. Основним напрямком діяльності НКРЕ є здійснення цінової і тарифної політики, видача ліцензій на право здійснення підприємницької діяльності та регулювання стосунків між суб’єктами ринків природних монополій в енергетичній сфері. Основними завданнями НКРЕ є:

– участь у формуванні та забезпеченні реалізації єдиної державної політики щодо розвитку і функціонування оптового ринку електроенергії, ринків газу, нафти та нафтопродуктів;

– державне регулювання діяльності суб'єктів природних монополій в електроенергетиці та нафтогазовому комплексі;

– сприяння конкуренції у сфері виробництва електричної енергії, постачання електричної енергії та газу, видобутку газу і нафти, зберігання та реалізації газу, нафти і нафтопродуктів;

– забезпечення проведення цінової і тарифної політики в електроенергетиці та нафтогазовому комплексі;

– забезпечення ефективності функціонування товарних ринків на основі збалансування інтересів суспільства, суб'єктів природних монополій та споживачів їх товарів і послуг;

– захист прав споживачів електричної і теплової енергії, газу, нафти і нафтопродуктів;

– розроблення і затвердження правил користування електричною енергією та газом;

– координація діяльності державних органів у питаннях регулювання ринків енергоносіїв;

– видача суб'єктам підприємницької діяльності ліцензій на виробництво, передачу та постачання електричної енергії;

– контроль за додержанням ліцензіатами умов здійснення ліцензованої діяльності.

Рішення НКРЕ є обов'язковими для виконання і не потребують узгодження з іншими центральними органами виконавчої влади України.

Оптова ціна, за якою електроенергія продається з оптового ринку, формується на підставі вартості електроенергії, закупленої в усіх виробників, а також з урахуванням витрат на утримання НЕК "Укренерго" (утримання магістральних мереж), ДП "Енергоринок" і надбавок до оптової ціни. При цьому закупівля електричної енергії від енергогенерувальних компаній ТЕС здійснюється на конкурентних засадах шляхом подання цінових заявок і включення в диспетчерський графік енергоблоків ТЕС в міру зростання їх заявленої вартості. Тарифи на виробництво електроенергії атомними електростанціями, гідроелектро-станціями та ТЕЦ встановлюються НКРЕ.

Відповідно до Правил ОРЕ, енергогенерувальні компанії на основі енергетичних характеристик обладнання, графіків початковонормативних питомих витрат палива та умовно-постійних станційних витрат на розрахунковий місяць щоденно подають цінові заявки Розпоряднику системи розрахунків Оптового ринку (РСР). Відповідно до заданого графіка навантаження, згідно з п. 5.5 Правил Енергоринку, РСР визначає погодинно ціну робочої потужності та на основі цінових заявок, згідно з п.5.2 - 5.4 Правил Енергоринку, – погодинний розмір граничної ціни системи. Сума цих величин складає погодинну оптову ціну закупівлі електричної енергії оптовим постачальником електричної енергії у генерувальних компаній:


,


де – гранична ціна системи, яка визначається за ціновою заявкою найбільш дорогого маневреного блоку для покриття попиту на кожну годину;

– плата за резерв потужностей.

Плата за резерв потужностей здійснюється для того, щоб заохотити виробників тримати свої потужності в резерві. Таким чином робиться спроба відобразити ймовірність того, що працюючих потужностей буде недостатньо для покриття потреб в електроенергії. Підвищення ціни є сигналом для виробників підвищити рівень виробітку, щоб покрити пікові навантаження системи.

Величина оплати розраховується як різниця між максимальною заявленою розрахунковою потужністю і прогнозом попиту на розрахунковий період (якщо ця різниця не перевищує 1000 МВт, то виробнику виплачується 50 дол./ МВт резервної потужності, а при її збільшенні, плата знижується за лінійною залежністю і при різниці, більшій 2000 МВт – плата відсутня).

Оптова закупівельна ціна, за якою електроенергію купують постачальники (Обленерго чи незалежні постачальники), визначається за формулою:


,


де – націнка, яка складається з трьох компонентів:

– плата за витрати виробників, не покритих за рахунок оптової ціни, наприклад, плата за обмеження, незапланований резерв потужностей, щоденні ринкові платежі і штрафи;

– плата за послуги високовольтної мережі;

– додаткова плата Енергоринку.

Ринок отримує плату в розмірі за всю електроенергію, поставлену енергопостачальній компанії (Обленерго). Однак виплати для працюючих за контрактом АЕС та ГЕС значно нижчі від оптової ціни. Цей надлишок, який виникає через різницю між і ціною в контракті, впливає на обернений зв’язок з Обленерго, виражений в зниженні ринкової оптової ціни.

Націнка розраховується за формулою:


,


де - штрафи; - електроенергія, вироблена АЕС; ЦАЕС - ціна електроенергії, виробленої АЕС за контрактом.

На основі цих даних необхідно для кожного розрахункового періоду визначити оптові ціни для виробників та постачальників, а також середню ринкову ціну для постачальників.

Середньодобова ринкова ціна для постачальника визначається:


,


де m – кількість розрахункових періодів тривалістю одна година, на основі яких визначається середня ринкова ціна.

Відповідно до Правил Оптового ринку електроенергії України, за рахунок оптової ціни компенсуються збитки ЕК від здійснення постачання електроенергії міському транспорту та побутовим споживачам, а також у разі розрахунків за зонними тарифами. За рахунок оптової ціни компенсуються також збитки постачальників за регульованим тарифом від здійснення постачання електроенергії побутовим споживачам із числа громадян, які, відповідно до законодавства, мають пільги в оплаті електроенергії, але для яких законодавчо не визначені джерела фінансування наданих пільг. Частково це здійснюється за рахунок ціни електроенергії працюючих за контрактом АЕС та ГЕС, які значно нижчі від оптової ціни.

Система роздрібних тарифів (retail tariffs) повинна виконувати ряд функцій, першочерговими з яких є такі 22:

– відшкодування реальних витрат на вироблення, передачу і розподілення електроенергії, а також отримання справедливого прибутку для ЕК;

– стимулювання споживачів до участі в зниженні дефіциту потужності в енергосистемі;

– стимулювання енергозбереження у споживачів.

Найбільш простою тарифною системою, яка стимулює споживачів до зменшення нерівномірності споживання, є двоставкова система.

Двоставковий тариф складається з основної річної плати за кіловат абонованої потужності, що бере участь в максимумі навантаження енергосистеми, і додаткової плати за кіловатгодину, відпущеної споживачу електроенергії. Абонентна плата за потужність компенсує умовно-постійні витрати. Умовно-постійні витрати Обленерго, які не залежать від виробництва електроенергії і визначаються величиною основного капіталу, забезпечують створення генерувальних потужностей і підтримання їх в готовності до несення навантаження. Тому їх ще називають „витратами на забезпечення потужності”, чи „витратами по навантаженню”. Зокрема, до них відносяться амортизаційні відрахування, витрати по експлуатації і ремонту обладнання, деякі податки.

Плата за відпущену електроенергію (змінна складова плати) залежить від кількості реалізованої електроенергії і режиму її споживання (за часом доби). Вона компенсує змінну складову витрат, зокрема, паливну складову.

Як показник абонованої потужності застосовується приєднана потужність електроприймачів, або максимальне навантаження споживача, а також навантаження в години піку (суміщеного максимуму) енергосистеми. Кожний з цих підходів має свої переваги та недоліки. Розподіл загальних постійних витрат між споживачами пропорційний, наприклад, їх максимальним навантаженням, не враховує участі цих споживачів у формуванні суміщеного максимуму. Проте вважається, що постійні витрати необхідно більшою мірою відносити на тих споживачів, у яких максимальне навантаження збігається за часом з загальним піком, що створюється всіма споживачами енергосистеми. Метод відповідальності за загальний максимум повністю звільняє позапікових споживачів від участі у відшкодуванні витрат на забезпечення потужності, що є недопустимим і є його недоліком.

Одноставковий тариф припускає оплату лише за спожиту електроенергію. Він не потребує використання складних приладів обліку електроенергії. Однак він не стимулює споживачів до енергозбереження, оскільки при відсутності споживання постійні витрати енергетичної компанії взагалі не оплачуються. Крім того, плата зростає пропорційно споживанню, що призводить до відриву тарифу від вартості обслуговування.

^ Диференціація тарифних ставок (differentiation of tariff rates) відповідає основному принципу ціноутворення: тарифи повинні формуватись на основі максимального врахування повних витрат на виробництво, передавання та розподілення електроенергії, які змінюються в досить широких межах в залежності від часу виробництва електроенергії, умов енергопостачання і енерготехнологічних характеристик різних споживачів. Тому ставки оплати за потужність і енергію повинні диференціюватись в часовому просторі, за групами і категоріями споживачів, а також за видами процесів електроспоживання.

Часова диференціація тарифів викликана нерівномірністю електроспоживання і полягає в застосуванні ставок, диференційованих за зонами доби, днями тижня і сезонами року. В години нічного мінімуму навантаження енергосистеми, коли є вільні потужності і приріст виробітку можливий з найменшими витратами, встановлюються занижені ставки оплати за електроенергію. Навпаки, в години пікових навантажень пропонуються максимальні тарифи. В залежності від характеру річного графіка навантаження енергосистеми, встановлюються різні ставки для зимового і літнього сезонів. Такий підхід до тарифів на електроенергію стимулює збільшення споживання її в позапікові періоди, що, як відомо, веде до зниження загальних витрат і середньої ціни.

Диференціація тарифних ставок за зонами доби потребує додаткових витрат, пов’язаних з організацією обліку споживання електроенергії. Тому важливо чітко визначити її мету. В першу чергу, такі тарифи можна запропонувати тим споживачам, які мають реальні можливості і які можуть знизити пікове навантаження або збільшити електроспоживання в години спаду навантаження (організація додаткових змін в промисловості, впровадження акумуляційних систем опалення і гарячого водопостачання в побуті та ін.). Також вони можуть застосовуватись для енергоємних промислових підприємств з рівномірним графіком навантаження споживачів. Водночас недоцільним є впровадження диференційованих за зонами доби тарифів для споживачів, які внаслідок технологічних обмежень чи певного стилю поведінки, не можуть і не збираються змінювати режим електроспоживання.

Диференціація за групами споживачів (промисловість, населення, сільське господарство, транспорт) обумовлена галузевими відмінностями в режимах електроспоживання, обсягах попиту на енергію і потужність, витратах на електророзподіл. Так, питома вартість обслуговування крупного промислового споживача з високим коефіцієнтом завантаження, який отримує електроенергію безпосередньо від високовольтної ЛЕП і який має власну трансформаторну підстанцію, значно відрізняється від витрат електропостачання побутового споживача з нерівномірним, протягом доби, навантаженням та потребою в додаткових понижувальних підстанціях і низьковольтній розподільчій мережі.

В промислово розвинутих країнах тарифи для населення, як правило, істотно вищі, ніж для промислових підприємств. В Україні низькі тарифи на електроенергію підтримуються „перехресними” субсидіями від промисловості, що завищує ціни на промислові товари та послуги і заохочує неекономне споживання електроенергії в побуті. Однак вихід на цінові пропорції, які відображають реальне співвідношення витрат електропостачання, вимагає часу і повинен здійснюватись поетапно в міру розробки та апробації механізмів соціального захисту малозабезпечених груп населення.

Диференціація за категоріями споживачів застосовується з метою більш повного врахування енерготехнологічних характеристик представників основних тарифних груп. В промисловій групі окремих споживачів можна об’єднати в категорії за такими параметрами, як тип виробництва (дискретне, безперервне), приєднана потужність чи максимальне навантаження, категорія надійності електропостачання.

Отже, з врахуванням витрат електропостачання, наприклад, електрометалургійний завод повинен платити за 1 кВт·год менше, ніж машинобудівний, крупні підприємства менше, ніж невеликі, а високовольтний споживач менше від низьковольтного.

Спеціальні тарифи розробляються з метою:

- підвищення енергоефективності в споживчому секторі;

- фінансової підтримки окремих споживачів;

- соціального захисту.

Тарифи управління енергоефективністю можуть бути запропоновані споживачам енергокомпанією в межах програми управління попитом, а також регулюючими органами в процесі реалізації регіональної енергетичної стратегії. Один з підходів, спрямованих на лібералізацію тарифної політики при посиленні взаємодії енергокомпанії з споживачами, полягає в наступному. Для групи промислових споживачів розробляється комплект моделей багатоставкового тарифу на електроенергію (тарифне „меню”), які стимулюють різні напрямки раціоналізації електроспожи-вання в залежності від енерготехнологічних і функціональних характе-ристик споживачів. Кожний споживач вибирає з запропонованого набору найбільш прийнятну для себе модифікацію. При цьому враховуються такі фактори:

- прогноз зростання обсягів виробництва і зменшення електроєм-ності продукції;

- резерви економії електроенергії і підвищення рівня електри-фікації;

- перспективні режими електроспоживання (в добовому і річному періодах);

- можливості підвищення коефіцієнта потужності в електроме-режах.

Після вибору тарифної моделі споживач заявляє її енергокомпанії, що фіксується в договорі. Після закінчення контрактного періоду допускається зміна моделі. Реалізуючи вибрану модель за допомогою відповідних проектів і заходів з раціоналізації, споживач сам знижує для себе вартість 1 кВт·год електроенергії, зменшуючи при цьому споживання електричної енергії.

Тарифи фінансової підтримки застосовуються за несприятливої для енергетичних підприємств-споживачів ринкової кон’юнктури, а також при кризових ситуаціях в економіці. Одним з можливих варіантів може бути гнучкий договірний тариф на електроенергію, який змінюється в залежності від ціни продукції підприємства-споживача. Якщо ціна знижується при скороченні попиту нижче за відповідну межу, знижується і тариф. Якщо ціна на продукцію споживача електроенергії почала зростати, то, починаючи з деякого рівня, зростає і тариф. Так вдається узгодити інтереси споживача, енергопостачальної компанії і регіону.

Соціально орієнтовані тарифи враховують обсяги електроспожи-вання в різних за матеріальним забезпеченням, групах населення, тип житла (окремий будинок чи багатоквартирний будинок), частку витрат на електропостачання в сімейному бюджеті. Зокрема, ціна на електроенергію може зрости зі збільшенням споживання, оскільки вважається, що сім’ї з низькими доходами мають менше електроприймачів. Це стимулює зростання електроспоживання в будинках, де живуть малозабезпечені сім’ї, в той час, як споживачі з великим обсягом будуть його скорочувати.

Згідно з вимогами постанови Кабінету Міністрів України від 15.08.2005 р. № 745 „Про перехід до єдиних роздрібних тарифів на електричну енергію, що відпускається споживачам” [23], в Україні завершується перехід до єдиних роздрібних тарифів за спожиту електроенергію, які встановлюються НКРЕ для кожної групи споживачів (на сьогоднішній день в Україні виділено дві групи – промислові та побутові споживачі) і кожного класу напруги (два класи напруги: перший – 35-110-154 кВ, другий – 0,38-6-10 кВ). Перерозподіл коштів між ЕК областей-донорів і областей-реципієнтів проводиться за рахунок вирівнювальних платежів.

Державне регулювання роздрібних тарифів на електроенергію в Україні ґрунтується на постановах НКРЕ від 26.08.2005р. № 707 „Про затвердження Порядку розрахунку єдиних роздрібних тарифів на електричну енергію, що відпускається для кожного класу споживачів, крім населення, населених пунктів та зовнішнього освітлення, на території України” [24], від 22.01.2001р. № 47 „Про затвердження Порядку формування роздрібного тарифу на електроенергію для споживачів (крім населення і населених пунктів) ліцензіатами з постачання електроенергії за регульованим тарифом” [25], від 25.05.2006р. № 654 „Про затвердження Положення про порядок подання, визначення та затвердження економічних коефіцієнтів нормативних технологічних витрат електроенергії” [26] тощо.

Роздрібний тариф на електроенергію споживачів і-ої групи, j-го класу напруги визначають на основі оптової ринкової ціни, тарифів на постачання та передавання електроенергії і економічних коефіцієнтів технологічних витрат на передавання електроенергії, затверджених НКРЕ [25]

, (1.3)

де – середня оптова ринкова ціна на електроенергію; , – тарифи на передавання та постачання електроенергії для, відповідно, j–го класу напруги та і–ї групи споживачів; – економічні коефіцієнти нормативних технологічних витрат електроенергії в мережах, якими вона пройшла до кінцевого споживача.

Тариф на передавання електричної енергії в мережах j-го класу напруги:

,

де – витрати на передавання електроенергії на напругах, що віднесені до j-го класу; – електрична енергія, яка передається на напругах, що віднесені до j-го класу.

Тариф на постачання електричної енергії для споживачів 1-ої групи (промислові та інші підприємства):

,

де – витрати на постачання електроенергії;

, – обсяг електроенергії, спожитої, відповідно, 1-ю і 2-ю групами споживачів;

К – коефіцієнт складності при виконанні ліцензованої діяльності з постачання електроенергії споживачам 2-ї групи (побутові споживачі).

Диференціація тарифних ставок відповідає основному принципу ціноутворення: тарифи повинні формуватись на основі максимального врахування повних витрат на виробництво, передавання та розподілення електроенергії, які змінюються в досить широких межах залежно від часу виробництва електроенергії, умов енергопостачання і енерготехнологічних характеристик різних споживачів. Тому ставки оплати потужності і енергії повинні диференціюватись в часовому просторі, за групами і категоріями споживачів, а також за видами процесів електроспоживання.

Диференціація для промислових споживачів обумовлена галузевими відмінностями в режимах електроспоживання, обсягах попиту на енергію і потужність, витратами на передавання електроенергії. Так, питома вартість обслуговування потужного промислового споживача, який отримує електроенергію безпосередньо від високовольтної мережі ПЕМ і який має власну трансформаторну підстанцію, значно відрізняється від витрат електропостачання малопотужного споживача з потребою в додаткових понижувальних підстанціях та низьковольтній розподільчій мережі.

Нерівномірність графіків навантаження разом з несприятливими факторами, такими як дефіцит пікових потужностей ГЕС, збільшення частки виробітку електроенергії АЕС, зниження маневреності енергоблоків ТЕС із–за витіснення мазуту і газу із паливного балансу, низької якості вугілля і зносу енергетичного обладнання, створює величезні труднощі в проходженні максимумів навантаження і нічних провалів добових графіків і, як наслідок, призводить до обмеження і відключення споживачів особливо в осінньо-зимовий період, що змушує вдосконалювати комплекс організаційно-економічних заходів по управлінню навантаженнями. Серед них:

  • впровадження схем погодинного комерційного обліку надходження електроенергії в розподільчі мережі;

  • використання економічних стимулів для ЕК в регулюванні сумісного добового графіка навантаження загальної енергетичної системи (зниження потужності споживання в години максимуму і перенесення її на нічні години).

Згідно з Постановою НКРЕ №1358 від 6.12.02 р. ставка зонного тарифу для споживачів j-го класу напруги визначається як добуток роздрібного тарифу для споживачів j-го класу напруги на тарифний коефіцієнт kі відповідного періоду доби

,

де j – клас напруги; i – періоди доби: ніч (н), напівпік (нп), пік (п);

kі – тарифний коефіцієнт трьох періодів доби: тривалістю год.

Впровадження диференційованих за часом цін на ринку електро-енергії є досить складним завданням. Це пов’язано з тим, що більшість споживачів, особливо крупні промислові об’єкти, характеризуються значною інерційністю в прийнятті управлінських рішень щодо зміни режимів виробничих (технологічних) процесів, а також зі складнощами безпосередньої їх реалізації. За даними НКРЕ, кількість споживачів, які перейшли на диференційовані в часі ціни з моменту їх впровадження на роздрібному енергоринку України в 1995 р., не досягає навіть 5%, що говорить про недостатню ефективність стимулювання споживачів до переходу на розрахунок за диференційованими в часі цінами.

Існує дві причини, які стримують широке впровадження споживачами диференційованих за часом тарифів на електроенергію:

1) невигідність для ряду споживачів впровадження диференційованих за часом тарифів та відсутність стимулювання споживачів у разі переходу їх на диференційовані за часом тарифи;

2) необґрунтованість тарифних коефіцієнтів диференційованих за часом тарифів з погляду відповідності витрат на виробництво та передавання електроенергії.

Зупинимось на першій з них. Пільговий нічний тариф для споживачів j-го класу напруги зумовить економію витрат споживача

.

Перевитрати в піковому періоді складуть

.

Якщо економія в нічний період не перекриває перевитрат за піковий період, то споживачам невигідно застосовувати зонний тариф.

Припустимо, що середня потужність споживача Рс = 22 МВт за такого графіка навантаження промислового підприємства (рис. 1.3):

МВт; .



Рисунок 1.3 – Добовий графік навантаження промислового підприємства

Роздрібний тариф на електроенергію складає = 336 грн./ МВт·год, при таких коефіцієнтах за зонами доби: kН = 0,3; kП = 1,8; kНП = 1,02.

Тоді: ЦН = 100,8 грн./МВт·год; ЦП = 604,8 грн./ МВт·год; ЦНП =

342,7 грн./ МВт·год. 

Економія електроенергії визначається за формулою:

=

= (22 – 9) 100,8·7 + (22 – 22) 342,7·8 + (22 – 15) 342,7·3 = 16369 грн.

Перевитрати електричної енергії в піковому і напівпіковому періодах можна визначити так:

=

= (33 – 22)604,8·3 + (31 – 22)604,8·3 = 36288 грн.

Різниця між економією та перевитратами становить

?Е = ЕЕ – ПВ = 16369 – 36288 = –19919 грн.

У даному випадку перевитрати значно перевищують економію, тому підприємству не вигідно переходити на диференційовані за часом тарифи.

Порядок надання ліцензіатам з постачання електричної енергії за регульованим тарифом компенсації втрат від здійснення постачання електроенергії споживачам за тарифами, диференційованими за періодами часу, регламентовано в [27].

^ Оплата за споживання і генерування реактивної електроенергії (pay for reactive electric power) визначається згідно з методикою 28, 29 за формулою:

П = П1 + П2 – П3,

де П1 – основна оплата за споживання і генерування реактивної потужності; П2 – надбавка за недостатнє оснащення електричної мережі споживача засобами компенсування реактивної потужності (КРП); П3 – зниження оплати за споживання і генерування реактивної електроенергії в разі участі споживача в оптимальному добовому регулюванні режимів мережі ЕК в розрахунковий період.

Основна оплата за спожиту і генеровану реактивну електроенергію визначається за формулою:

,

де n – число точок розрахункового обліку реактивної енергії;  

– кількість спожитої реактивної енергії в точці обліку за розрахунковий період, кваргод;

 – кількість генерованої реактивної енергії в мережу ЕК в точці обліку за розрахунковий період, кваргод;

К=3 – нормативний коефіцієнт урахування збитків енергосистеми від генерування реактивної електроенергії з мережі споживача;

– економічний еквівалент реактивної потужності (ЕЕРП), який характеризує частку впливу реактивного перетоку в точці обліку на техніко- економічні показники в розрахунковому режимі, кВт/квар;

c0 – фактична середня закупівельна ціна на електроенергію, що склалася за розрахунковий період, грн./ (кВтгод).

За умови зонного обліку реактивної електроенергії, плата за генерування нараховується тільки в зоні нічного провалу добового графіка.

Надбавка за недостатнє оснащення електричної мережі споживача засобами КРП визначається за формулою:



де ;

– нормативне базове значення коефіцієнта стимулювання капітальних вкладень у засоби КРП в електричних мережах споживача;

– фактичний коефіцієнт реактивної потужності споживача в середньому за розрахунковий період .

Зниження плати П3 за споживання та генерування реактивної електроенергії можливе за умов достатнього оснащення електричної мережі споживача засобами КРП, наявності зонного обліку спожитої і генерованої електроенергії, виконання споживачем обумовленого ЕК добового графіка споживання і генерування реактивної електроенергії та наявності його оперативного контролю.

Недоліки методики були детально проаналізовані на засіданні круглого столу з проблемних питань КРП і знайшли відображення в думці його більшості 30. Одним із найважливіших недоліків є те, що проблеми, які пов’язані з перетіканням реактивної енергії в мережах ЕК, і заходи щодо їх розв’язання були перекладені, в основному, на споживачів електроенергії, внаслідок цього погіршилось і без того недостатнє оснащення електричних мереж та вузлів навантаження ЕК засобами КРП. Причому прийняття заходів щодо підвищення рівня компенсації споживачів ніяк не стимулюється [31, 32].

Істотним недоліком методики є те, що економічний еквівалент реактивної потужності розраховується для максимального режиму, як „найбільш достовірного”, а плата здійснюється за споживаною реактивною енергією. Внаслідок цього, споживачі платять приблизно в 1,5 рази більше. Отже, використання максимальних навантажень, не може бути прийнятним для визначення розподілення втрат між споживачами. І це, незважаючи на те, що втрати електроенергії, які зумовлені, в тому числі, і перетіканням реактивної потужності, вже включені у роздрібні тарифи на електроенергію.

  1   2   3   4   5   6   7   8   9   ...   29

Схожі:

М. Й. Бурбело, О. О. Бірюков, Л. М. Мельничук маркетинг енергії iconМетодичні вказівки з організації самостійної роботи студентів дисципліни "Маркетинг енергії" для студентів спеціальності 000008
Методичні вказівки з організації самостійної роботи студентів дисципліни “Маркетинг енергії”/ Укладачі: М.І. Сотник, С. О. Хованський....
М. Й. Бурбело, О. О. Бірюков, Л. М. Мельничук маркетинг енергії iconРозповсюдження тепла у тонкій пластинці
Отримаємо рівняння дифузії, на базі якого будемо будувати розв’язок задачі. За законом збереження енергії швидкість зміни енергії...
М. Й. Бурбело, О. О. Бірюков, Л. М. Мельничук маркетинг енергії iconКо-маркетинг ко-маркетинг
Ко-маркетинг (від англ. Co-marketing) або спільний маркетинг це спільне управління створенням послуг І товарів, а також механізмами...
М. Й. Бурбело, О. О. Бірюков, Л. М. Мельничук маркетинг енергії iconКонцентраторна геліоенергетична установка на основі кремнієвих фотоперетворювачіВ сонячної енергії з дифузійно-польовими бар’єрами
Тому найактуальнішими напрямками розвитку методів прямого перетворення енергії Сонця в електричну енергію є підвищення коефіцієнта...
М. Й. Бурбело, О. О. Бірюков, Л. М. Мельничук маркетинг енергії iconНетрадиційні І поновлювані джерела енергії як альтернативні первинним джерелам енергії в регіоні”
Бронювання місць в готелі на чоловік з до
М. Й. Бурбело, О. О. Бірюков, Л. М. Мельничук маркетинг енергії iconНетрадиційні І поновлювані джерела енергії як альтернативні первинним джерелам енергії в регіоні”
Бронювання місць в готелі на чоловік з до
М. Й. Бурбело, О. О. Бірюков, Л. М. Мельничук маркетинг енергії iconДокументи
1. /_стор_я Украхни Мельничук _.П/Тема Соц_ально-економ_чний розвиток украхнських земель...
М. Й. Бурбело, О. О. Бірюков, Л. М. Мельничук маркетинг енергії iconЧастина IV. Системи одержання теплової та електричної енергії
Одним з найбільш досконалих видів енергії є електроенергія, широке використання якої обумовлене наступними можливостями
М. Й. Бурбело, О. О. Бірюков, Л. М. Мельничук маркетинг енергії iconПрограма фахового вступного випробування на спеціальність 03050701 “Маркетинг” освітньо-кваліфікаційний рівень „магістр
Підготовка спеціалістів за фахом „Маркетинг” здійснюється на основі базової вищої освіти за напрямом „Маркетинг”
М. Й. Бурбело, О. О. Бірюков, Л. М. Мельничук маркетинг енергії iconПрограма фахового вступного випробування на спеціальність 03050701 „Маркетинг” освітньо-кваліфікаційний рівень – „спеціаліст
Підготовка спеціалістів за фахом „Маркетинг” здійснюється на основі базової вищої освіти за напрямом „Маркетинг”
Додайте кнопку на своєму сайті:
Документи


База даних захищена авторським правом ©zavantag.com 2000-2013
При копіюванні матеріалу обов'язкове зазначення активного посилання відкритою для індексації.
звернутися до адміністрації
Документи