Любая помощь студенту и школьнику!


Жми! Коллекция готовых работ

Главная | Мой профиль | Выход | RSS

Поиск

Мини-чат

Статистика


Онлайн всего: 1
Гостей: 1
Пользователей: 0

Форма входа

Логин:
Пароль:

Исследование процесса ценообразования на оптовом рынке электроэнергии и мощности

Исследование процесса ценообразования на оптовом рынке электроэнергии и мощности (500 руб.)

1.     Введение.

Электроэнергетика – одна из базовых отраслей экономики Российской Федерации – вступила в завершающую стадию реформирования.

Создан и развивается конкурентный рынок электроэнергии. Успешно функционируют такие сегменты оптового рынка электроэнергии (мощности) как сектор свободной торговли в ценовых зонах Европейской части России, Урала и Сибири, а также балансирующий рынок. Готовятся к запуску рынки системных услуг и производных финансовых инструментов. Розничные рынки в ближайшее время будут работать по единым правилам.

Результатом преобразований станет создание новой электроэнергетики России, обеспечивающей устойчивое развитие экономики и социальной сферы, повышение эффективности производства и потребления электроэнергии, обеспечение надежного и бесперебойного энергоснабжения потребителей.

Целью выпускной квалификационной работы является исследование процесса ценообразования на оптовом рынке электроэнергии и мощности, а так же поиск путей совершенствования этого процесса.

Объектом исследования в работе являются оптовый электроэнергетический рынок Сибири.

Обычно не делается разграничения между ценами на передачу электроэнергии, установленными для потребителей, по географическому признаку, а также не предпринимается попыток оказать влияние на решения потребителей в отношении местоположения, указывая потребителям на стоимость ее транспортировки в различные регионы. Однако при переходе к конкурентному рынку цена за электропередачу принимает большую значимость.

Так как Сибирь имеет большую протяженность, возникает необходимость учета дальности электропередач. Большое значение приобретает такой фактор, как учет потерь в линиях электропередач: известно, что потери возрастают по мере увеличения потока электроэнергии в линии. При передаче значительного объема электроэнергии, при наличии недостаточной пропускной способности необходимо вложении средств в развитие сети.                         

                        2. Краткая характеристика ОЭС Сибири.

                        2.1. Объединенная энергосистема Сибири граничит с Тюменской (ОЭС Урала) и Амурской (ОЭС Востока) энергосистемами, а также с энергосистемами двух зарубежных государств: Казахстана и Республики Монголия.

В состав объединенной энергосистемы Сибири входит 10 параллельно работающих региональных энергосистем:

                        2.1.1. Энергосистема Алтайского края и Республики Алтай (Алтайская энергосистема) включает в себя объекты с высшим классом напряжения 500 (3 подстанции), 220 и 110 кВ, 4 тепловые электростанции (установленной мощностью более 50 МВт). Основные объекты энергосистемы: ПС 1150 кВ Алтай, ПС 500 кВ Барнаульская, ПС 500 кВ Рубцовская, Барнаульская ТЭЦ-2, Барнаульская ТЭЦ-3, Бийская ТЭЦ;

                        2.1.2. Энергосистема Республики Бурятия (Бурятская энергосистема) включает в себя объекты с высшим классом напряжения 220 и 110 кВ, 2 тепловые электростанции с установленной мощностью более 50 МВт. Основные объекты энергосистемы: ПС 220 кВ Мысовая, ПС 220 кВ Районная, Гусиноозерская ГРЭС, Улан-Удэнская ТЭЦ-1;

                        2.1.3. Энергосистема Забайкальского края (Забайкальская энергосистема) включает в себя объекты с высшим классом напряжения 220 и 110 кВ, 3 тепловые электростанции с установленной мощностью более 50 МВт. Основные объекты энергосистемы: ПС 220 кВ Петровск-Забайкальский, ПС 220 кВ Холбон, ПС 220 кВ Чита-500, Харанорская ГРЭС, Читинская ТЭЦ-1;

                        2.1.4. Энергосистема Иркутской области (Иркутская энергосистема) включает в себя объекты с высшим классом напряжения 500 (6 подстанций и 3 электростанции), 220 и 110 кВ, 4 гидравлические и 10 тепловых электростанций с установленной мощностью более 50 МВт. Основные объекты энергосистемы: Братский ПП 500 кВ, ПС 500 кВ Иркутская, ПС 500 кВ Ключи, ПС 500 кВ Ново-Зиминская, ПС 500 кВ Тайшет, ПС 500 кВ Тулун, УПК Тыреть 500 кВ, Братская ГЭС, Иркутская ГЭС, Усть-Илимская ГЭС, Иркутская ТЭЦ-10, Ново-Иркутская ТЭЦ, Усть-Илимская ТЭЦ;

                        2.1.5. Энергосистема Красноярского края и Республики Тыва (Красноярская энергосистемы) включают в себя объекты с высшим классом напряжения 500 (3 подстанции и 3 электростанции), 220 и 110 кВ, одну гидравлическую и 7 тепловых электростанций с установленной мощностью более 50 МВт. Основные объекты энергосистемы: ПС 1150 кВ Итатская, ПС 500 кВ Камала-1, ПС 500 кВ Красноярская, Красноярская ГЭС, Березовская ГРЭС, Красноярская ГРЭС-2, Красноярская ТЭЦ-1, Назаровская ГРЭС;

                        2.1.6. Энергосистема Кемеровской области (Кузбасская энергосистема) включает в себя объекты с высшим классом напряжения 500 (3 подстанции и одна электростанция), 220 и 110 кВ, 10 тепловых электростанций с установленной мощностью более 50 МВт. Основные объекты энергосистемы: ПС 500 кВ Ново-Анжерская, ПС 500 кВ Новокузнецкая, ПС 500 кВ Юрга, Беловская ГРЭС, Западно-Сибирская ТЭЦ, Томь-Усинская ГРЭС, Южно-Кузбасская ГРЭС;

                        2.1.7. Энергосистема Новосибирской области (Новосибирская энергосистема) включает в себя объекты с высшим классом напряжения 500 (2 подстанции), 220 и 110 кВ, одну гидравлическую и 5 тепловых электростанций с установленной мощностью более 50 МВт. Основные объекты энергосистемы: ПС 500 кВ Барабинская, ПС 500 кВ Заря, Новосибирская ГЭС, Новосибирская ТЭЦ-5;

                        2.1.8. Энергосистема Омской области (Омская энергосистема) включает в себя объекты с высшим классом напряжения 500 (2 подстанции), 220 и 110 кВ, 3 тепловые электростанций с установленной мощностью более 50 МВт. Основные объекты энергосистемы: ПС 500 кВ Иртышская, ПС 500 кВ Таврическая, Омская ТЭЦ-5, Омская ТЭЦ-4;

                        2.1.9. Энергосистема Томской области (Томская энергосистема) включает в себя объекты с высшим классом напряжения 500 (одна подстанция), 220 и 110 кВ, 3 тепловые электростанций с установленной мощностью более 50 МВт. Основные объекты энергосистемы: ПС 500 кВ Томская, Томская ГРЭС-2, Томская ТЭЦ-3;

                        2.1.10. Энергосистема Республики Хакасия (Хакасская энергосистема) включает в себя объекты с высшим классом напряжения 500 (3 подстанции и одна электростанция), 220 и 110 кВ, 2 гидравлические и одну тепловую электростанции с установленной мощностью более 50 МВт. Основные объекты энергосистемы: ПС 500 кВ Абаканская, ПС 500 кВ Алюминиевая, ПС 500 кВ Означенное, Майнская ГЭС, Саяно-Шушенская ГЭС, Абаканская ТЭЦ.

На территории объединенной энергосистемы Сибири расположены 98 электростанций. 

3. Специфика производства энергопредприятий 

Электроэнергетическое производство имеет ряд особенностей, определяющих структуру отношений ее субъектов и механизмы  ценообразования:

•                    неразрывность процесса производства и потребления – электро - и теплоэнергия предоставляется покупателю по первому требованию и в то же время  производитель вынужден нести определенные затраты. В связи с этим используется кредитная схема оплаты потребленной энергии, т.е. сначала товар, а потом деньги.

•                    сложность со складированием готовой продукции -  технические сложности со складированием ставят производство в зависимое положение от потребления. Производитель может складировать первичный энергоресурс (склады топлива, ГАЭС и др.), но должен иметь производственные мощности для их преобразования в конечный продукт, Следовательно, производственное оборудование в условиях большой изменчивости спроса не может быть использовано с большой эффективностью (простои производственного генерирующего оборудования).

•                    Единый технологический комплекс: производство, передача, потребление. Все производители и потребители связаны между собой электрическими сетями. Сегодня для координации функционирования отдельных объектов энергетики используется принцип координации ограничений, т.е. при диспетчерском управлении режим обеспечивается заданием системы режимных параметров (в виде графиков нагрузки, графиков напряжений и др.) со стороны верхнего уровня управления, которые обязательны для нижнего уровня. Для рыночной системы хозяйствования  целесообразно использовать координацию путем модификации целей,  в данном случае цен. При этом все режимные параметры должны быть выражены через стоимостные показатели.  Правильный выбор стоимостных оценок должен удерживать систему в устойчивом состоянии в техническом и экономическом смысле.

•                    Переменный режим электропотребления. Повышение требования по надежности энергообеспечения. Повышенные требования по надежности необходимы, т. к. отказ даже одного элемента системы или его несогласованные действия могут привести к отказу всей системы. Последствия таких аварий очень тяжелы. Путь решения - резервирование, но это стоит немалых затрат. Другой путь - возможность направленного отключения потребителей, но это требует создания специальной системы тарифов, стимулирующих участие потребителей в этом процессе.

 

Особенности производства:

•                    Большая капиталоемкость и фондоемкость  энергетики.

Производство – это процесс преобразования факторов производства в товары и услуги. Производственная функция отображает связи между факторами производства и выпуском продукции при заданной технологии. Основными производственными факторами являются: капитал, труд, материалы, природные ресурсы. Производственные факторы взаимозаменяемы в значительной мере на долгосрочном интервале, и ограниченно взаимозаменяемы на краткосрочных интервалах.

 Капитал, природные ресурсы и технологии могут быть изменены только на долгосрочном интервале (10 – 15 лет), и оптимальный уровень взаимозаменяемости определяется на этапе проектирования новых объектов или в процессе их модернизации. Именно эти факторы в большей мере определяют и эксплуатационные показатели энергетических объектов. Энергетическое производство характеризуется: большой капиталоемкостью, масштабами производства, консерватизмом в технологии производства и жесткой привязкой к используемым природным ресурсам. Затраты капитала в разные типы станций не одинаковы, и большему капиталу соответствуют меньшие удельные затраты на топливо, эксплуатационные издержки.

•                    Влияние «масштаба» производства на экономическую эффективность (укрупнение единичных мощностей, концентрация).

В энергетике проявляется эффект масштаба, когда увеличению установленной мощности предприятия соответствует снижение удельных капитальных затрат и удельных расходов топлива. Именно это классифицирует энергетику как отрасль естественной монополии.

Экономическую производственную функцию затрат на краткосрочном цикле характеризует зависимость затрат на производство от основных производственных факторов. Для электрических станций такими факторами являются: объем выработки энергии, качество топлива, температура охлаждающей воды и многое другое. Затратная часть включает эксплуатационные издержки и затраты на топливо. Меньшую значимость на переменную часть затрат имеют такие производственные факторы, как: эксплуатационный персонал (рабочая сила), затраты на ремонт и другие, которые, как правило, в энергетике относят к условно постоянным затратам.

•                    Консерватизм в технологии производства (по срокам внедрения).

•                    Жесткая привязка к используемым природным ресурсам.

 

Экономические  особенности:

- Высокая отдача от  «масштаба» производства  (снижение удельных издержек).

- Высокий барьер начальных инвестиций при входе в энергетический бизнес.

- Наличие сетевых производственных структур (электрических сетей), ограничивающих конкурентные отношения.

- Активы энергетики специфичны и не могут быть переориентированы на другие рынки. 

4. Основные модели рынка в электроэнергетике

Принято различать четыре основные модели организации электроэнергетического рынка:

4.1. Регулируемая естественная монополия (отсутствие конкуренции). Такая модель целесообразна, если одна фирма может обеспечивать всю потребность в продукции с меньшими издержками и ценами, чем две или большее число фирм.  В этой модели все аспекты работы рынка регулируются государством (тарифы, объемы продаж, методики расчета тарифов и т.д.). Регулируемые вертикально-интегрированные компании  занимаются всеми сферами производства, транспорта, распределения и сбыта электроэнергии, несут ответственность за бесперебойное электроснабжение на своей территории.

Развитие энергосистем обеспечивается путем включения инвестиций в тарифы для потребителей, которые устанавливаются на уровне средних издержек компании с добавлением инвестиционной составляющей.

Естественные электроэнергетические монополии сформировались в странах Запада в 30-х – 40-х годах прошлого столетия и на протяжении нескольких десятилетий обеспечивали быстрое развитие электроэнергетики. В 70-е – 80-е  годы начали проявляться некоторые недостатки регулируемых монополий: высокие тарифы в ряде стран (5-6 цент/кВт.ч и выше), «переинвестирование» - излишнее развитие генерирующих мощностей (с резервами до 30-40 %) и др. Главной причиной считаются трудности и недостатки государственного регулирования. Возникла идея организации конкуренции в сферах генерации и сбыта электроэнергии. Ожидается, что конкуренция заменит государственное регулирование, повысит эффективность производства и приведет к снижению цен на электроэнергию. Сферы транспорта и распределения электроэнергии считаются объективно монопольными, и в них сохраняется государственное регулирование. Следующие модели рынка характеризуются последовательным выделением и разделением сфер генерации, транспорта, распределения и сбыта с образованием соответствующих компаний.

Недостаток данной модели устройства рынка в отсутствии стимула у электростанций в снижении издержек производства.

4.2.  Единый покупатель (конкуренции среди Поставщиков). В данной модели устройства рынка  Единый Покупатель ("Закупочное агентство”) покупает электроэнергию у всех Поставщиков. Электрогенерирующие компании (ЭГК) конкурируют друг с другом за поставку электроэнергии "Закупочному агентству”. Последнее продает электроэнергию всем Покупателям по ценам, которые формируются как средневзвешенная цена поставок электроэнергии Поставщиками за расчетный период (период может быть любым), с добавлением "инвестиционной составляющей”, необходимой для строительства новых электростанций. 

"Закупочное агентство” ответственно за бесперебойное снабжение потребителей электроэнергией и своевременное развитие электроэнергетической системы. При необходимости оно заключает долгосрочные договоры с инвесторами на строительство электростанций. (Процедура конкурса на строительство электростанций не входит в тему данной статьи).

Данная модель рынка "Единый покупатель” позволяет:

·  За счет конкуренции среди Поставщиков получить наименьшую стоимость поставок электроэнергии на оптовый рынок.

·  Разработать систему расчетов, исключающую непредсказуемый характер цен на электроэнергию для Покупателей.

·                      Обеспечить возможность получения средств необходимых для строительства новых электростанций, путем включения "инвестиционной составляющей” в тарифы всех Покупателей.

·                      Полностью управлять процессом развития электроэнергетической системы.

4.3. Конкуренция на оптовом рынке (конкуренция среди Поставщиков и оптовых Покупателей). На территории бывших АО-энерго образуются нескольких распределительно-сбытовых компаний (РСК), монопольно снабжающих потребителей на своей территории. Образуются конкурентные отношения среди Поставщиков и оптовых Покупателей. Прекращается регулирование цен на оптовом рынке. Поскольку ценообразование происходит по маржинальному принципу, то оптовые цены повышаются до ценовых заявок электростанций, замыкающих баланс, т.е. максимальных из прошедших конкурентный отбор.

Необходимо подчеркнуть что, цены на рынке электроэнергии повышаются выше средних издержек производства по системе в целом, только вследствие изменения алгоритма расчета цен на рынке, а не из-за какого либо увеличения затрат Поставщиков.

Появляется ценовой барьер для вхождения в рынок новых производителей электроэнергии,

возникают трудности с финансированием строительства новых электростанций. Далее будет подробно рассмотрено, почему возникают эти трудности.

Сохраняется регулирование цен на розничных рынках электроэнергии.

4.4. Конкуренция на оптовом  и розничных рынках (конкуренция среди Поставщиков, оптовых и розничных Покупателей). Дополнительно разделяются сферы распределения и сбыта электроэнергии с образованием регулируемых сетевых компаний (по территориям) и множества независимых сбытовых компаний. Количество управленческого персонала еще более вырастает. Организуются розничные рынки электроэнергии, на которых конкурируют друг с другом сбытовые компании (покупающие электроэнергию на оптовом рынке) и потребители. Прекращается регулирование розничных цен.

Следует подчеркнуть, что все перечисленные модели – это модели рынка. В разных странах мира в тех или иных разновидностях реализованы все виды рассмотренных рынков: например,

регулируемая монополия – в Японии, Франции, некоторых штатах США;

рынок «Единый покупатель» – в Южной Корее, Китае, Северной Ирландии, Мексике;

конкурентные рынки – в Англии, Скандинавских странах, Австралии, ряде штатов США. 

Рынки 1 и 2 хороши для Покупателей электроэнергии, так как в них  тарифы устанавливаются как средневзвешенная величина стоимости поставок Поставщиков. Финансирование развития ЭЭС обеспечивается за счет включения "инвестиционной составляющей” в тарифы всех Покупателей.

Рынки 3 и 4  выгодны Производителям электроэнергии, которые продают электроэнергию по маржинальным ценам, которые, как правило, выше их собственных издержек.

Несомненно, конкуренция является движущей силой рыночной экономики. Благодаря конкуренции снижаются издержки производства и, в конечном итоге, цены продукции. Однако, очень важно различать, кто получит эффект от конкуренции – производители или потребители. Их интересы прямо противоположны.

Эффект для потребителей может быть лишь в снижении цен. Если цены не снижаются или, наоборот, повышаются, то никакого эффекта для потребителей нет – весь эффект от конкуренции достается производителям. Именно это происходит при переходе к конкурентным рынкам 3 и 4,  в которых формируются маржинальные оптовые цены.

Главным недостатком конкурентных рынков следует считать повышение оптовых цен на электроэнергию до уровня маржинальных, соответствующих издержкам наименее экономичных электростанций, востребованных на рынке (рис. 1).

Создается парадоксальная ситуация – конкуренция вводится для повышения эффективности производства, снижения издержек и, следовательно, цен на электроэнергию, а в электроэнергетике, наоборот, цены на конкурентном оптовом рынке повышаются. Следовательно, потребители электроэнергии не только не получают эффекта от конкуренции, но еще и понесут ущерб. Производителям же электроэнергии достанется весь эффект от конкуренции, а также «излишек производителя», образующийся при повышении цен. Таким образом, конкурентный рынок в электроэнергетике выгоден лишь производителям электроэнергии.  

Формирование маржинальной цены на электроэнергию и образование «Излишка Поставщиков» никак не связано с эффективностью производства. Оно обусловлено лишь тем, что электростанции имеют разные издержки, обусловленные разными причинами (время постройки, вид топлива, тип турбин и т.п.).

Второй серьезный недостаток конкурентных рынков 3 и 4 - появление трудностей со строительством новых электростанций, обусловленных изменением механизма их финансирования и образованием ценового барьера для вхождения в рынок новых производителей. Если в моделях 1 и 2 инвестиции в какую-либо новую электростанцию распределяются (делятся) на всю покупаемую в системе электроэнергию, то в моделях 3 и 4 эти инвестиции должны окупаться самой электростанцией, за счет продажи своей электроэнергии. Вновь построенная электростанция должна включать инвестиционную составляющую в свой тариф.

В условиях ликвидации организации, предназначенной для управления развитием электроэнергетики в России (РАО ЕЭС), строительство новых электростанций частными инвесторами должно быть мотивировано рыночными механизмами. В моделях рынка 3 и 4 цены на электроэнергию на рынке, при которых инвестиции могут окупиться, должны превышать цены действующих электростанций на величину "инвестиционной составляющей” новой электростанции.

Приведем простейший расчет величины "инвестиционной составляющей” в цене 1 кВт.ч. новой электростанции в условиях конкурентного рынка 3 и 4 моделей позволяющей окупить вложенные средства.

Стоимость строительства тепловых электростанций на угле оценивается ориентировочно в  25 тыс. руб/кВт. Примем за срок окупаемости электростанций период в 5 лет. Ставка рефинансирования Центробанка равна примерно 10%. В коммерческих банках величина оплаты за кредит выше ставки рефинансирования, но для упрощения расчетов можно принять ее, как процентную ставку кредитования строительства электростанций.

Предположим, что вновь построенная электростанция будет загружена ровным графиком с полной нагрузкой. Это также является допущением, так как тепловые электростанции изменяют нагрузку по сезонам года, временам суток, а в условиях конкурентного рынка добавляются неравномерности графика нагрузки, вызванные механизмом формирования конкурентных цен.

При принятых допущениях, которые заведомо снижают рассчитываемую величину, инвестиционная составляющая цены равна около 80 коп/кВт.ч.

Сегодняшние поставщики, как правило, электростанции, построенные в 60-70 годы, т.е. давно отработавшие свои амортизационные сроки, средневзвешенная стоимость поставки электроэнергии которых, находится в пределах 60-90 коп/кВт.ч. Себестоимость выработки на проектируемых электростанциях (без учета инвестиционной составляющей) на 5-10 % ниже существующих за счет более совершенного оборудования, снижения численности обслуживающего персонала и т.д. Но, инвестиционная составляющая, добавленная к себестоимости (даже сниженной по сравнению с действующими электростанциями), в размере 80 коп/кВт.ч. делает новые электростанции неконкурентноспособными, а стало быть невостребованными на рынке. Такое положение будет сохраняться до тех пор, пока не возникнет дефицит мощности и электроэнергии с соответствующим монопольным повышением цен (рис. 2).

В условиях, когда спрос превышает предложение (дефицит мощности и электроэнергии),  конкурентное ценообразование невозможно. 


Нужен полный текст этой работы? Напиши заявку cendomzn@yandex.ru

Календарь

«  Ноябрь 2020  »
ПнВтСрЧтПтСбВс
      1
2345678
9101112131415
16171819202122
23242526272829
30

Рекомендуем:

  • Центральный Дом Знаний
  • Биржа нового фриланса