Методы формирования тарифов на электрическую энергию в республике Кот-д’Ивуар тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 08.00.05, кандидат наук Иобуэ Куадио Эрманн

• Иобуэ Куадио Эрманн
• кандидат наук
• 2016

Оглавление диссертации кандидат наук Иобуэ Куадио Эрманн

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. АНАЛИЗ СОВРЕМЕННОЙ ТАРИФНОЙ ПОЛИТИКИ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ

1.1. Особенности ценообразования в сфере электроэнергетики в Республике Кот-д'Ивуар

1.2. Анализ мирового опыта формирования тарифной политики в электроэнергетике

1.3. Сравнительная характеристика системы тарифов на электроэнергию в Республике Кот-д'Ивуар и в зарубежных странах

ГЛАВА 2. МЕТОДИЧЕСКИЕ ПОДХОДЫ ПО СОВЕРШЕНСТВОВАНИЮ ТАРИФНОЙ СИСТЕМЫ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ РЕСПУБЛИКИ КОТ-Д'ИВУАР

2.1. Методика формирования тарифов на производство электроэнергии в Республике Кот-д'Ивуар

2.2. Разработка методики расчета тарифов на передачу электроэнергии в Республике Кот-д'Ивуар

2.3. Методические подходы к формированию экспортной тарифной политики в Республике Кот-д'Ивуар

ГЛАВА 3. ОСНОВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ ТАРИФНОЙ ПОЛИТИКИ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ РЕСПУБЛИКИ КОТ-Д'ИВУАР

3.1. Расчет тарифов на генерацию электроэнергии для Республики Кот-д'Ивуар

3.2. Расчет тарифов на передачу электроэнергии по электрическим сетям Республики Кот-д'Ивуар

3.3. Совершенствование экспортной тарифной политики в

электроэнергетике Республики Кот-д'Ивуар

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ПРИЛОЖЕНИЯ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Методы формирования тарифов на электрическую энергию в республике Кот-д’Ивуар»

Введение

Республика Кот-д'Ивуар расположена в Западной Африке на берегу Атлантического океана. Ее площадь составляет 322 462 км2. В 2014 году население страны составило 22 671 331 человек. Республика граничит на севере с Буркина-Фасо и Мали, на западе - с Гвинеей и Либерией, на востоке - с Ганой. Официальный язык - французский. Денежная единица - франк КФА (франк Африканского Финансового Сообщества).

Актуальность темы исследования. В настоящее время одной из главных задач промышленной политики республики Кот-д'Ивуар является ускоренное развитие электроэнергетики с целью создания базы для устойчивого развития экономики страны и обеспечения повышения конкурентоспособности предприятий и всех отраслей народного хозяйства. Республика Кот-д'Ивуар располагает более значительной энергетической базой по сравнению со многими другими странами Западной Африки.

Следует отметить, что в секторе электроэнергетики республики в течение последних десятилетий имеет место финансовый дефицит, который достиг в 2013 году порядка 5 млрд. франков КФА. Это объясняется, с одной стороны, неэффективной тарифной политикой, а с другой - постоянным повышением цен на топливо. В результате ухудшается качество вырабатываемой электроэнергии, а электроэнергетика, как отрасль, не способна обеспечить необходимые темпы экономического роста страны и повышение жизненного уровня населения.

Решение данной проблемы невозможно без обоснованной структуры тарифов на электрическую энергию, как в секторе генерации, так и в секторах передачи и распределения электроэнергии. Формирование адекватной тарифной политики повысит качество и надежность электроснабжения, позволит стране укрепить свое положение на региональном рынке экспорта электроэнергии и мощности в Западной Африке, а также даст положительный импульс развитию экономики.

Таким образом, разработка рациональных методик формирования тарифов на производство, передачу и экспорт электроэнергии представляется актуальной и востребованной в Республике ^т-д'Ивуар.

Степень проработанности проблемы. В последнее время в электроэнергетике вопросам ценообразования уделялось большое внимание. На данный момент в эту область знаний внесли свой вклад как российские ученые-экономисты (В.А. Вержбицкий, Б.П. Варнавский, Л.Д. Гительман, С.Е. Голубев, A.A. Добряков, В.И. Денисов, В.И. ^либаба, С.В Можаева,

A.С. Некрасов, Л.П. Падалко, Б.В. Папков, Б.Е. Ратников, Н.Д. Рогалев,

B.Г. Семенов, Е.Я. Соколов, Е.В. Сеннова, В.Р. Окороков, Б.В. Яковлев B.A. Непомнящий, ЛА. Мелентьев и другие), так и зарубежные (Marcel Boiteux, Jean Tiróle, Jean-Pierre Hansen, Jacques Percebois и другие). Их работы посвящены различным аспектам функционирования рынка электроэнергии, формированию тарифной политики в электроэнергетике и ее регулированию.

Цель диссертационного исследования состоит в разработке методов обоснования структуры тарифов на электрическую энергию в Республике ^т-д'Ивуар и методик расчета тарифов на производство и передачу электроэнергии для различных субъектов электроэнергетического рынка республики.

Для реализации поставленной цели требуется последовательное решение следующих задач:

- изучить особенности ценообразования в сфере электроэнергетики Республики ^т-д'Ивуар;

- проанализировать мировой опыт формирования тарифной политики в электроэнергетике;

- произвести сравнительный анализ систем тарифов на электроэнергию Республики ^т-д'Ивуар и зарубежных стран;

- разработать методики формирования тарифов для секторов производства, передачи и экспорта электроэнергии Республики Кот-д'Ивуар;

- определить оптимальную структуру генерации электроэнергии, обеспечивающую высокий уровень надежности электроснабжения потребителей при минимально возможном уровне цены на электроэнергию;

- произвести расчет тарифов на генерацию, передачу и экспорт электроэнергии.

Объект исследования: тарифная политика в электроэнергетике Республики Кот-д'Ивуар.

Предмет исследования: экономические отношения, возникающие в процессе формирования тарифов на электроэнергию.

Область исследования: диссертационная работа выполнена в соответствии с Паспортом специальностей ВАК (экономические науки) по специальности 08.00.05 - «Экономика и управление народным хозяйством (экономика, организация и управление предприятиями, отраслями, комплексами - промышленность)»: 1.1.24. «Тарифная политика в отраслях топливно-энергетического комплекса. Методологические и методические подходы к решению проблем в области экономики, организации и управления отраслями и предприятиями металлургического комплекса», 1.1.20. «Состояние и перспективы развития отраслей топливно-энергетического, машиностроительного, металлургического комплексов».

Теоретическую и методологическую базу исследования составили труды российских и зарубежных ученых по данной тематике, среди которых материалы научных конференций в области формирования и регулирования тарифов на электроэнергию, а также нормативные документы, обеспечивающие функционирование и развитие электроэнергетики

Республики Кот-д'Ивуар и аналитические материалы АКАЕЕ (Национального органа власти по регулированию электроэнергетики). В качестве методологической базы используются общенаучные методы исследования, методы сравнительного и системного анализа, статистические методы исследования, методы экономико-математического моделирования, а также графический метод представления полученных результатов.

Информационной базой исследования являются законодательные и нормативные акты Министерства Нефти и Энергетики Республики Кот-д'Ивуар, материалы АКАЕЕ, регулирующие ценообразование в области электроэнергетики, материалы научных конференций, специальная литература по теме исследования, а также информационные ресурсы сети Интернет.

Научная новизна исследования. Наиболее существенные результаты состоят в следующем:

- выявлены особенности формирования и основные причины низкой эффективности существующей тарифной политики в электроэнергетике Республики Кот-д'Ивуар, заключающиеся: в высокой степени монополизации рынка первичных энергоресурсов, отсутствии раздельного учета затрат на производство и передачу электроэнергии, использовании исключительно затратных подходов к формированию тарифов на электроэнергию и др.;

- разработана экономическо-математическая модель оптимизации перспективной структуры генерирующих мощностей энергосистемы Республики Кот-д'Ивуар, обеспечивающая минимальный рост тарифов на генерацию электроэнергии при сохранении нормируемого уровня надежности энергоснабжения потребителей и включающая различные виды ограничений (объемы выработки электроэнергии, величина производственных мощностей, пропускные способность ЛЭП, маневренные

возможности генерирующего оборудования, степень воздействие на окружающую среду, объемы капитальных вложений, выделяемых для ввода новых энергообъектов и др.);

- разработан и обоснован метод формирования тарифов на передачу электроэнергии в Республике Кот-д'Ивуар, учитывающий особенности функционирования вертикально интегрированной ивуарийской энергетической компании, обеспечивающий дифференциацию тарифа по уровням напряжения передаваемой электроэнергии;

- предложен метод формированию тарифов на межгосударственные перетоки электроэнергии в странах Западной Африки, обеспечивающий условия для становления единого рынка электроэнергии региона и стимулирующий экспортные возможности электроэнергетики Республики Кот-д'Ивуар;

- обоснованы основные направления по совершенствованию тарифной политики в электроэнергетике Республики Кот-д'Ивуар, заключающиеся в раздельном учете затрат на производство и передачу электроэнергии, оптимизации структуры генерирующих мощностей, развитии межгосударственного рынка электроэнергии стран Западной Африки.

Практическая значимость данного исследования состоит в том, что разработанные методические положения обеспечивают возможность корректировки тарифной политики в электроэнергетике Республики Кот-д'Ивуар, с целью повышения уровня надежности электроснабжения потребителей при минимально возможном уровне цены на электроэнергию. Результаты диссертационного исследования могут быть реализованы в системе государственного регулирования электроэнергетикой, в крупных электроэнергетических компаниях, а также в системе высшего профессионального образования по дисциплинам «Экономика

энергетических предприятий», «Организация производства на предприятиях электроэнергетики», «Мировая практика бизнеса в электроэнергетике».

Апробация результатов исследования. Основные положения, выводы и результаты диссертационной работы представлены на всероссийских и международных научных конференциях: «Современные методы обеспечения эффективности и надежности в энергетике» в Санкт-Петербургском государственном политехническом университете, (Санкт-Петербурге, 2013, 2014), «Состояние и перспективы развития электротехнологии (XVII Бенардосовские чтения)», ИГЭУ, (Иваново, 2013, 2015). «Актуальные проблемы экономики, торговли и управления» в Ивановском филиале Российского экономического университета им. Г.В. Плеханова (Иваново, 2013).

Публикации. По результатам исследования опубликовано 10 научных работ (статьи и материалы научно-практических конференций), общим объемом 3,85 п. л., автора - 2,21 п. л., 4 из которых опубликованы в журналах, включенных в перечень ВАК.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, трех глав, заключения, списка литературы и приложения. Работа представлена на 125 страницах машинописного текста. Цифровой и графический материалы представлены в 17 таблицах, 10 рисунках и 4 приложениях. Список использованной литературы содержит 107 источников.

Во введении обосновывается актуальность темы исследования, определяется степень ее научной разработанности; раскрываются ее методологическая и теоретическая основы; выделяются объект, предмет, цель и задачи диссертационной работы; обосновывается научная новизна; определяется теоретическая и практическая значимость исследования; приводятся сведения об апробации и внедрении результатов диссертационного исследования.

В первой главе «Анализ современной тарифной политики в электроэнергетике» представлен комплексный анализ тарифной политики в электроэнергетике. Кроме того, выявляются особенности ценообразования в сфере электроэнергетики Республики Кот-д'Ивуар; анализируется мировой опыт формирования тарифной политики в электроэнергетике; проводится сравнительный анализ систем тарифов на электроэнергию в Республике Кот-д'Ивуар и в зарубежных странах.

Во второй главе «Методические подходы по совершенствованию тарифной системы электроэнергетики республики Кот-д'Ивуар»

разработаны методики формирования тарифов на производство, передачу электроэнергии, а также методические подходы к формированию экспортной тарифной политики в Республике Кот-д'Ивуар.

В третьей главе «Основные направления совершенствования тарифной политики в электроэнергетике республики Кот-д'Ивуар»

произведены расчеты тарифов на генерацию, передачу и экспорт электроэнергии, а также дана оценка экономической эффективности совершенствования тарифной политики для Республики Кот-д'Ивуар.

В заключении представлены основные выводы и рекомендации.

ГЛАВА 1. АНАЛИЗ СОВРЕМЕННОЙ ТАРИФНОЙ ПОЛИТИКИ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ

1.1. Особенности ценообразования в сфере электроэнергетики в Республике Кот-д'Ивуар

Электроэнергетика республики Кот-д'Ивуар, как и любого другого государства, занимает особое место в экономическом и социальном развитии страны. Электрическая энергия в настоящее время является универсальным энергетическим ресурсом, пригодным для практического использования во всех сферах и процессах человеческой деятельности [47]. Однако очевидно, что нормальное функционирование этой базовой отрасли экономики невозможно без применения государством современных методов формирования тарифной политики [28]. Заметим, что особенно остро эта проблема встала в последнее десятилетие в связи с резким ростом в стране тарифов на электроэнергию. Поэтому представляется весьма актуальным анализ причин, негативно влияющих на процесс формирования энерготарифов в Республике Кот-д'Ивуар, а также поиск путей решения проблемы низкой эффективности используемых механизмов тарифообразования в стране.

В настоящее время одной из главных задач промышленной политики республики Кот-д'Ивуар является ускоренное развитие электроэнергетики с целью создания базы для устойчивого развития экономики страны. В секторе электроэнергетики республики имеет место финансовый дефицит, который достиг в 2013 году 5 млрд. франков КФА. Это объясняется, с одной стороны, нерациональной тарифной политикой, а с другой - постоянным повышением цен на топливо.

Сегодня общая установленная мощность электростанций страны составляет 1637 МВт. Установленная мощность действующих

электростанций по типам генерации имеет следующую структуру: 37% (605 МВт) - гидроэнергетика (см. приложение 2), 63% (1032 МВт) - тепловые электростанции (см. приложение 3). Неиспользуемый потенциал гидроэнергетики Кот-д'Ивуара в настоящее время оценивается в 1934 МВт [84, 96]. Руководство Республики Кот-д'Ивуар планирует удвоить общую установленную мощность электрических станций страны к 2020 году [77]. Необходимость данного увеличения объясняется ростом спроса на электроэнергию в ближайшей перспективе, как на внутренним, так и на зарубежных энергетических рынках, имеющих энергетические связи с энергосистемой республики Кот-д'Ивуар.

Производство электрической энергии в Кот-д'Ивуаре неуклонно растет. Начиная с 67 ГВт.ч в 1960 году, оно достигло уровня 7519 ГВт.ч к 2014 году, причем в 2014 году было экспортировано 789 ГВт.ч в Гану, Буркина-Фасо, Мали и Бенин. На рисунке 1.1 показана структура выработки электрической энергии по видам генерации (ТЭС и ГЭС) в республике Кот-д'Ивуар за период с 1996 по 2014 гг.

Рис. 1.1. Структура выработки электрической энергии по видам

генерации (ТЭС и ГЭС)

Общий потенциал гидроэнергетики Кот-д'Ивуара в настоящее время оценивается в 12400 ГВт.ч, но установленное оборудование позволяет производить лишь 2550 ГВт.ч (20,56 % от его потенциала).

До 1995 года основная доля выработки электроэнергии страны приходилась на гидравлические электростанции (более 60 %). Однако в последние годы эта составляющая постепенно уменьшалась и составила 23 % к 2014 году. Доля ТЭС в энергетике Кот-д'Ивуара увеличилась с 40 % в 1995 году до 77 % в 2014 году за счет разработки новых газовых месторождений в Кот-д'Ивуаре, а также внедрения новых технологий производства электроэнергии [95]. Сокращение выработки электрической энергии на ГЭС связано со старением оборудования. Следует отметить, что в течение последнего десятилетия отсутствовали значительные инвестиции в электроэнергетику из-за нестабильной социально-политической обстановки в стране. Но в начале 2013 года началось строительство новой ГЭС в регионе Субрэ с установленной мощностью 275 МВт и с выработкой 1100 ГВт.ч в год. Стоимость проекта составляет 572 млн. евро. Этот проект позволит республике Кот-д'Ивуар быть устойчивым экспортером электроэнергии в Западной Африке.

Функционирующая в настоящее время в Республике Кот-д'Ивуар модель электроэнергетического рынка соответствует модели единого покупателя (монопсоническая модель). Суть модели заключается в том, что все закупки и продажи электроэнергии осуществляются государством через одну организацию (CIE), которая одновременно осуществляет транспортировку, распределение и сбыт электроэнергии. Кроме этого CIE как концессионер генерирующих источников осуществляет также производство электроэнергии (рис.1.2). Модель единого покупателя позволяет в определенной мере привлекать частные инвестиции (преимущественно в сектор генерации), а также контролировать тарифы на электроэнергию для конечных потребителей. В Республике Кот-д'Ивуар

конкуренция в энергетике касается исключительно сферы производства электроэнергии. Данная модель в свое время была реализована в Италии, Португалии, Республике Корея, Венгрии и некоторых других странах. Переход к модели единого покупателя осуществляется либо путем отделения части генерирующих активов от компании-монополиста (Италия), либо разделения и приватизации всего сектора генерации (Венгрия) [53].

Рис 1.2. Модель рынка электрической энергии Республики Кот-д'Ивуар

Организационная структура электроэнергетики Кот-д'Ивуара схематически представлена на рисунке 1.3.

ГОСУДАРСТВО РЕСПУБЛИКИ КОТ-Д'ИВУАР

' Независимые производители электроэнергии ■ариБь

■А21Т0-Е№ЕИ01Е

С1Е

/ I

Конечные потребители

Поставщики топлива

■AFREN CI

■CNR INTERNATIONAL

■FOXTROT

INTERNATIONAL

Государственные органы

■С1-Е№;И01Е8 ■АЫАИЕ

Рис. 1.3. Организационная структура электроэнергетики Кот-д'Ивуара

После приватизации в августе 1990 года управление сектором электроэнергетики осуществляется акционерным обществом «Электрическая компания Кот-д'Ивуара» (CIE) [100]. Она осуществляет производство, транспортировку, распределение, экспорт, импорт и сбыт электроэнергии, а также эксплуатацию и техническое обслуживание энергетического оборудования на всей территории Кот-д'Ивуара и в других странах Западной Африки. Эта компания является одним из лидеров в своем секторе на африканском континенте.

Свою миссию CIE видит в реализации следующих направлений деятельности:

1. разработка энергетической политики и энергетической стратегии страны;

2. эксплуатация тепловых и гидроэлектростанций;

3. осуществление технического обслуживания энергооборудования;

4. управление имуществом электроэнергетики с учетом экологических ограничений.

Понимая важность электроэнергетики для повышения благосостояния населения и экономического развития страны, правительство республики Кот-д'Ивуар и CIE заявили о своем намерении продолжать и укреплять партнерство до 2020 года.

Цели этого партнерства они видят в следующем:

• повышение эффективности управления в сфере электроэнергетики и улучшение её технических характеристик;

• ускорение процесса электрификации населенных пунктов;

• электроснабжение потребителей по разумной цене;

• укрепление роли Кот-д'Ивуара в обеспечении электроэнергией других стран региона Западной Африки;

• обеспечение финансового равновесия в сфере электроэнергетики;

• аккумулирование финансовых ресурсов для инвестирования в электроэнергетические объекты путем создания соответствующих механизмов.

Несмотря на то, что частная компания CIE играет важную роль в развитии энергетики страны, тем не менее основная роль в данном процессе принадлежит государству. В настоящее время государство выполняет следующие функции:

• несет ответственность за управление активами, т.е. осуществляет все виды инвестиций;

• устанавливает тарифы на электроэнергию;

• принимает все стратегические решения в сфере электроэнергетики.

Для осуществления этих функций в 1998 году в Кот-д'Ивуаре были

созданы специальные организационные структуры:

• ANARE (Национальный орган власти по регулированию электроэнергетики, который отвечает за регулирование рынка электроэнергии и за разрешение конфликтных ситуаций между различными субъектами данного рынка);

• CI-ENERGIES (ENERGIES DE COTE D'IVOIRE - Энерги де Кот-д'Ивуар). Данная новая государственная организация была создана в декабре 2012 года приказом президента республики Кот-д'Ивуар N° 2011472 взамен ранее существовавших SOGEPE (Общество по управлению имуществом в электроэнергетике) и SOPIE (Общество по реализации проектов в области электроэнергетики). SOGEPE выполняло функции управления активами и контроля финансовых потоков, а SOPIE отвечало за распределение энергетических потоков, планирование спроса и предложения на электроэнергию, а также за осуществление инвестиционных проектов.

Основными целями CI-ENERGIES в Кот-д'Ивуаре, а также за рубежом являются диспетчерское управление режимами и мониторинг электроэнергетического рынка.

Для того чтобы достичь этих целей, компания выполняет следующие функции:

• планирует спрос и предложение электрической энергии совместно с Министерством энергетики;

• организует мероприятия по инвестициям, направленным на расширение, обслуживание и ремонт электрических сетей, электрификацию сельских районов;

• контролирует покупку, транспортировку и потоки электрической

энергии;

• осуществляет административное, финансовое и бухгалтерское управление всеми электроэнергетическими активами;

• осуществляет контроль по оказанию договорных услуг компанией

CIE;

• управляет от имени и за счет Республики Кот-д'Ивуар предусмотренными доходами в договоре государства с компанией CIE, то есть доходами от производства, транспортировки, распределения, импорта и экспорта электроэнергии;

• контролирует финансовый баланс сектора электроэнергетики. Хотя CIE осуществляет производство, транспортировку и распределение

электроэнергии по всей стране, тем не менее для улучшения ситуации в электроэнергетике правительство Кот-д'Ивуара с 20 июля 1994 года разрешило производить электроэнергию следующим независимым производителям:

1. CIPREL (Производственная компания электроэнергетики Кот-д'Ивуара);

2. AZITO-ENERGIE;

3. AGGREKO.

На наш взгляд, огромной проблемой (см. приложение 1) электроэнергетики Кот-д'Ивуара является отсутствие современной нормативной базы (законодательства) для формирования тарифов на передачу электрической энергии . В настоящее время рынок электрической энергии функционирует на основе Закона об электроэнергии «Loi № 85-583 du 29 Juillet 1985» [93]. В то время как во многих странах, в том числе и в Российской Федерации, регулярно вносятся изменения в законодательную базу в связи с осуществлением мер по либерализации экономических отношений в отрасли и, соответственно, использованием новых методик по формированию тарифов на электроэнергию [51], то для Республики Кот-д'Ивуар это нехарактерно. Закон об электроэнергии, принятый почти тридцать лет назад, давно потерял актуальность, так как не отражает сегодняшние реалии функционирующего в стране электроэнергетического рынка.

Следует отметить, что после приватизации сектора электроэнергетики государство заключило концессионное соглашение на обслуживание объектов электроэнергетики страны с акционерным обществом CIE ("Compagnie Ivoirienne de Electricité",- Ивуарийская компания электроэнергетики). Главная особенность данного контракта состоит в том, что концессионер (CIE) получает от государства в управление и обслуживание уже готовый энергообъект и не осуществляет инвестиций. Соответственно, на основании этого концессионного соглашения CIE осуществляет производство электроэнергии на шести ГЭС и одной ТЭС, а также оказывает услуги по транспортировке, распределению и сбыту электроэнергии на территории всей страны.

В отличие от других стран мира, поставка (покупка) топлива для целей выработки электроэнергии в республике осуществляется исключительно государством, а не генерирующими компаниями. Затем

государство покупает у независимых производителей электроэнергию на договорной основе для её распределения конечным потребителям. Поэтому тарифы на электроэнергию на данный момент в огромной степени зависят от цен на топливо на мировом рынке. Заметим, что данное влияние было бы не таким значимым, если бы в структуре генерирующих мощностей преобладали гидроэлектростанции. Следовательно, чтобы решить эту проблему, необходимо изменить существующую тенденцию формирования структуры генерации, то есть снизить влияние ТЭС в пользу ГЭС.

Между генерирующими компаниями (CIPREL и AZITO-ENERGIE) и государством существует концессионное соглашение типа BOOT (Build «строительство», Own «владение», Operate «управление» and Transfer «передача») на условиях take or pay («бери или плати»), а с генерирующей компанией AGGREKO - договор аренды. Суть концессионного соглашения типа BOOT состоит в том, что концессионная компания имеет право владения и пользования объектом в течение оговоренного в контракте периода времени, по истечении которого объект передается в управление государству [60]. Доля участия в выработке электрической энергии по генерирующим компаниям показана на рисунке 3. Согласно принципу «бери или плати», поставщик берёт на себя обязательство предоставить товар (электроэнергию) в количестве, не превышающем зафиксированные в договоре максимальные объёмы, а покупатель в свою очередь обязуется в любом случае оплатить определённую часть этих объёмов, вне зависимости от того, сколько он закупил товара (электроэнергии) фактически в рассматриваемый период. С помощью принципа «бери или плати» минимизируются риски генерирующих компаний, связанные с возможным снижением спроса, учитывая суммы капиталовложений, которые они вынуждены осуществить для обеспечения поставок электроэнергии в максимальном объёме. Данные риски в альтернативном случае поставщик вынужден был бы включить в формулу ценообразования.

Государство с поставщиками топлива (AFRENCI, CNRINTERNATIONAL, FOXTROTINTERNATIONAL) также заключило двусторонний договор купли-продажи топлива на условиях take or pay «бери или плати». Следует отметить что, ANARE является государственным органом власти по регулированию электроэнергетики, который отвечает за регулирование рынка электроэнергии и за разрешение конфликтных ситуаций между различными субъектами данного рынка. А CI-ENERGIES является государственным органом власти по управлению активами и контролю финансовых потоков, также отвечает за распределение энергетических потоков, планирование спроса и предложения на электроэнергию и за своевременную реализацию инвестиционных проектов в сфере электроэнергетики.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Иобуэ Куадио Эрманн, 2016 год

Источник: АМАЯЕ

Таблица 1.2

Разновидности тарифов на электроэнергию среднего и высокого

напряжения

Количество Годовая Тариф за 1 кВт^ч (Фр. ФКА)

часов фиксированная полупиковая пиковая базисная

использования в оплата за 1кВ зона зона зона

год (Фр. ФКА)

менее 1 000ч. 20 735,84 69,95 108,24 50,26

СН от 1 000 до 5 000ч. 28 530,01 61,28 83,55 50,70

более 5 000 ч. 41 455,03 58,81 74,70 51,13

менее 1 000ч. 51 324,17 62,71 114,85 35,37

ВН от 1 000 до 5 000ч. 69 432,84 38,46 47,91 35,98

более 5000 ч. 87 520,38 37,86 42,30 35,98

Источник: АМАЯЕ

В последние десять лет сектор электроэнергетики Республики Кот-д'Ивуар находится в кризисном финансовом состоянии. Применение метода ценообразования, основанное на маржинальных издержках, не обеспечивает финансово-экономическую устойчивость электроэнергетических компаний как естественных монополий. Поэтому данный подход, являясь базовым в

процессе тарификации, должен быть дополнен другими механизмами для обеспечения финансовой устойчивости компаний электроэнергетического сектора экономики.

1.2. Анализ мирового опыта формирования тарифной политики в электроэнергетике

Тарифной политикой в электроэнергетике является совокупность принципов, методов и методик определения тарифов

(цен) на электроэнергию. Она формируется в рамках общей стратегии государства и включает ценовую стратегию и тактику ценообразования.

Тарифная политика, как правило, тесно связана с моделью и структурой рынка электроэнергии каждой страны. Рынок электроэнергии - это сфера обращения особого товара - электрической энергии (мощности) [89].

Приведём анализ практики формирования тарифной политики в электроэнергетике некоторых зарубежных стран.

1.2.1 Соединенные Штаты Америки (США)

Развитие конкуренции в электроэнергетике привело к вытеснению ценообразования на основе издержек рыночным ценообразованием, предусматривающим формирование цены на электроэнергию на основе спроса и предложения. Распространение рыночного ценообразования способствовало развитию в США оптовых рынков электроэнергии, которые существенно различаются по географии (несколько соседних штатов или в пределах штата), структуре рынка, принятым стандартам и механизмам торговли, составу участников и другим показателям. При этом сформированные и формирующиеся конкурентные оптовые рынки уже действуют на территории, где проживает 70% населения США.

Существенное развитие идея конкурентного рынка электроэнергии с централизованной системой планирования и ведения режимов получила благодаря работам группы ученых Гарвардского университета под руководством профессора Вильяма Хогана. Эти работы стали основой

предложенной Федеральной Энергетической Комиссией США (FERC) Стандартной модели рынка (Standard Market Design). Основные отличительные черты Стандартной модели рынка [89]:

■ ценообразование на основе аукционов ценовых заявок продавцов и покупателей с использованием оптимизационных алгоритмов, учитывающих системные ограничения для планирования режимов на «сутки вперед»;

■ ведение режимов в реальном времени через спотовый рынок, объединяющий технологию и коммерцию (системный оператор обеспечивает баланс производства и потребления на основе заявок и оптимизационного алгоритма);

■ почасовые узловые цены;

■ допустимость двухсторонних договоров между продавцами и покупателями при условии оплаты ими разницы узловых цен между точкой поставки и точкой потребления торгуемой электроэнергии.

■ требование к организациям, которые осуществляют управление электрическими сетями, обеспечить участникам рынка возможность приобрести финансовые права на передачу электроэнергии (Firm transmission rights), ограждающие их от рисков, связанных с разницей узловых цен.

В США активно функционировали шесть конкурентных оптовых рынков электроэнергии под управлением независимых системных операторов:

• PJM - рынок Пенсильвании, Нью-Джерси, Мэриленда;

• ISO NE - рынок Новой Англии;

• NYISO - рынок штата Нью-Йорк;

• MISO - рынок Среднего Запада;

• CAISO - рынок Калифорнии;

• ERCOT - рынок Техаса.

Рынок Новой Англии, рынок штата Нью-Йорк, рынок Пенсильвании, Нью-Джерси, Мэриленда и рынок Среднего Запада близки по своей конструкции к предложенной Федеральной Энергетической Комиссией США (FERC) Стандартной модели рынка. Устройство первых трех рынков во многом объяснимо тем, что до перехода к торговле на конкурентной основе все три объединения существовали в виде жестких пулов (tight pools) — объединений вертикально интегрированных энергокомпаний, для которых характерны централизованное планирование и контроль режимов всех генерирующих мощностей, принадлежащих различным энергокомпаниям, входящим в такой пул. Отличия правил рынка в Калифорнии и Техасе существеннее, однако по всей вероятности, всем энергосистемам США придется привести их в соответствие со Стандартной моделью рынка [89].

Примерами развитых рынков электроэнергии являются рынки PJM, ISO NE и NYISO, где организованы рынки электроэнергии реального времени, рынки электроэнергии на сутки вперед, рынки системных услуг, рынки мощности и рынки финансовых прав на передачу. Организация торговли электроэнергией в зонах управления ERCOT и CAISO отличается тем, что в них отсутствуют рынки мощности и рынки на сутки вперед. В таблице 1.3 представлены различные виды рынков электроэнергии в США.

Таблица 1.3

Виды рынков электроэнергии в США

Названия Двусторон Торговля в Торговля на Рынок Рынок Торговля

рынков ние режиме сутки вперед системных мощности правами на

договоры реального времени услуг передачу электроэнергии

PJM да да да да да да

ISO NE да да да да да да

NYISO да да да да да да

ERCOT да да нет да нет да

CAISO да да нет да нет да

Рынок «на день (сутки) вперед» функционирует накануне дня фактической поставки. Цены на данном рынке устанавливаются на основе

заявок электростанций на продажу определенного количества электроэнергии, которые ранжируются в порядке возрастания цены [51].

В результате проводимых преобразований в течение длительного времени - вплоть до начала 70-х годов прошлого века, - американская электроэнергетика развивалась весьма стабильно: удовлетворялся растущий спрос на электроэнергию, цены постепенно снижались. С момента ввода новых объектов в эксплуатацию они включались в реестр активов (rate base) компании, на основе которого рассчитывался тариф (rate). В тарифе, помимо расходов, связанных с покрытием долгов компании и операционных издержек, предусматривалась составляющая возврата вложенного капитала и нормированная прибыль на вложенный капитал (rate of return). Такой принцип тарифообразования приводил к тому, что энергокомпании стремились инвестировать как можно большие средств, так как чем больше было объектов в реестре активов компании и чем они дороже, тем выше была сумма возврата на вложенный капитал. Это явление получило название эффекта Аверча-Джонсона (Averch-Johnson effect). Риск, связанный с инвестициями, ложился на потребителя. При росте энергопотребления в соответствии с прогнозом инвестирование в новые объекты приводило к небольшому и контролируемому росту тарифов. Однако в случае непрогнозируемого снижения потребления или замедления темпов его роста, требовалось существенное увеличение тарифов для сохранения способности энергокомпании рассчитаться по долгам. Последствиями такой цепи событий могло стать замораживание строительства новых объектов, дефолты и банкротства [45].

На протяжении трех последних десятилетий в США происходила поэтапная трансформация традиционной модели электроэнергетики. При этом в последние десять лет наблюдалось бурное развитие конкурентных отношений, существенно менялись рынки электроэнергии. Кризисные

ситуации в электроэнергетике отдельных регионов, которые имели место в последние годы, послужили импульсом для корректировки подходов к развитию отрасли [45].

Реструктуризация отрасли началась в 1996 г. К обсуждаемым проблемам относятся:

• суточные тарифы, зависящие от времени суток;

• сезонные тарифы (зимний и летний максимумы);

• тарифы по категориям потребителей (промышленный, сельскохозяйственный, бытовой);

• специальный стимулирующий тариф, дающий скидку за участие в программах, реализуемых энергосистемой;

• тарифы с негарантированным обслуживанием потребителей, при которых дается согласие на перерывы в электроснабжении или значительное снижение объема электропотребления в периоды максимальных нагрузок энергосистемы;

• инвестированный блочный (обратный) тариф, при котором стоимость электроэнергии возрастает по мере увеличения электропотребления;

• исторический тариф, при котором стоимость электроэнергии увеличивается при превышении исторически сложившегося уровня электропотребления;

• специальный тариф для потребителей, закупающих у энергосистемы лишь часть необходимой для них электроэнергии, например для собственников промышленных ТЭЦ.

Законодательно определены мероприятия по практической деятельности электрокомпаний, в том числе такие, как: установление единых сроков и порядка предоставления информации потребителям, включая обоснование изменений тарифных ставок на электроэнергию; выработка единой методики денежной компенсации за внезапные перерывы

электроснабжения потребителей. Широко применяются тарифы с негарантированным обслуживанием, устанавливаемые при отключении или ограничении поставок электроэнергии для потребителей, допускающих снижение надежности электроснабжения.

В предыдущие годы имела место быстрая динамика ухудшения надежности электроснабжения потребителей штата Калифорния в 1999 г. - 5 ситуаций, когда резерв мощности был меньше 7%, и одна, когда он составлял 5%. В 2000 г. число таких ситуаций было 55 и 36 соответственно. Кроме того, в этот же год зафиксировано 3 ситуации, когда резерв мощности был менее 1,5%. Их следствием стали массовые веерные отключения. Зафиксирован рост оптовых цен на электроэнергию с 3 центов за 1 кВт-ч в 1999 г. до 16 в 2000 г. Рост неоплаченной задолженности до 12 млрд дол. и угроза недопоставок электроэнергии из других штатов из-за снижения кредитоспособности калифорнийских потребителей явились результатом политики регулирующих органов [51].

В 1992 г. Конгрессом США был принят Закон об энергетической политике, который стал началом развития конкурентных отношений в сфере электроэнергетических компаний. В результате принятия этого закона 24 штата США, среди которых была и Калифорния, начали процессы реформирования в сфере электроэнергетики. Примерный объем годового потребления в Калифорнии составляет более 250 млрд. кВт-ч. Установленная мощность генерирующих компаний, расположенных в штате - около 55 млн. кВт. В Калифорнию осуществляется импорт электроэнергии из соседних штатов - с Севера и Юго-востока. В 1996 г. губернатором штата Калифорния был подписан пакет законов, определяющих главные направления реформирования электроэнергетики. В результате принятия Закона произошли следующие преобразования: три вертикально-интегрированные компании продали большинство принадлежавших им генерирующих мощностей компаниям, специализирующимся на эксплуатации

электростанций, превратившись в три распределительные компании. Созданы две новые независимые организации - Калифорнийская Энергетическая Биржа и Независимый Системный Оператор. Магистральные сети остались в собственности распределительных компаний, но были переданы в оперативное управление Независимому Системному Оператору. Основные виды договорных отношений на рынке Калифорнии [59]:

• потребители могут покупать электроэнергию у распределительных компаний,

• потребители могут покупать электроэнергию через биржу у сообщества генерирующих компаний,

• потребители могут заключать прямые контракты.

Согласно законодательству, распределительные компании и генерирующие компании, выделенные из вертикально-интегрированных компаний, обязаны осуществлять куплю-продажу электроэнергии только через Биржу. Формируемая на энергетической бирже конкурентная цена определяется на основе заявок производителей, потребителей и распределительных компаний. Цена прямых контрактов между производителями и потребителями является договорной. Оплата передачи и распределения осуществляется по регулируемым тарифам, формируемым по принципу "затраты плюс". Розничным потребителям устанавливаются фиксированные тарифы. Регулирование тарифов, правил, контроль за деятельностью субъектов рынка осуществляет Федеральная Энергетическая Комиссия и Региональная Энергетическая Комиссия штата Калифорния [59].

Таким образом, в ходе реформирования в Калифорнии предполагалось реализовать модель Единого независимого системного оператора, при которой диспетчеризацией и передачей электроэнергии по магистральным сетям занимается специально созданная независимая организация, а энергокомпании оставляют за собой производство, сбыт и передачу по распределительным сетям.

Летние месяцы в США традиционно характеризуются повышением цен в часы пик. Однако, летом 2000 года, поскольку цены оставались высокими, регулирующие органы вынуждены были вмешаться. В течение нескольких месяцев оптовые цены в Калифорнии выросли с 3 до 16 центов за кВт-ч. В большинстве других штатов США цены на электроэнергию оставались стабильными [55].

В результате резкого роста нагрузки и снижения импорта электроэнергии в штат выросли оптовые цены на электроэнергию. В то же время розничные тарифы остались без изменения, так как регулирующие органы отказывались реагировать на изменение оптовых цен. Росла задолженность распределительных компаний перед генерирующими компаниями (к январю 2001 г. она составила 12 млрд. долл.). Генерирующие компании внутри и вне штата стали отказываться поставлять электроэнергию неплатежеспособным покупателям. При этом, в связи с нежеланием обострять ситуацию перед президентскими выборами, реакция со стороны регулирующих органов, Правительства штата практически отсутствовала. Осенью 2000 г. ФЭК начала расследование возможных причин кризиса и стала искать пути выхода из сложившейся ситуации. Однако эти процессы происходили неактивно и к декабрю-январю ситуация на рынке стала критической. Уровень резервов мощности достиг минимально допустимых показателей (1,5 %). В итоге, в середине января в штате начались веерные отключения [55].

Частные коммунальные энергокомпании оказались в крайне затруднительном финансовом положении. Высокие оптовые цены на электроэнергию и ограничение предельных уровней розничных цен, которое не позволяло энергокомпаниям возмещать свои издержки, отрицательно сказались на финансовом состоянии трех крупнейших калифорнийских энергокомпаний. В наиболее тяжелом положении оказалась Pacific Gas & Electric (PG&E), которая в апреле 2001 года подала ходатайство о

банкротстве. По оценкам специалистов PG&E, с июня 2000 года по апрель 2001 года на оптовую закупку электроэнергии было затрачено 9 миллиардов долларов США [18]. Эта сумма не могла быть возмещена за счет увеличения цен для потребителей, так как в отношении розничных потребителей были установлены предельные уровни цен.

Основными причинами электроэнергетического кризиса в Калифорнии явились:

1. Охранение регулируемых (фиксированных) розничных тарифов при введении конкуренции на оптовом рынке.

2. Недостаток генерирующих мощностей внутри штата (не хватало порядка 5-6 млн. кВт мощности).

3. Рост спроса на электроэнергию, который вызван общим подъемом экономики в штате, ростом населения, а также нестандартными погодными условиями (летом 2000 г. температура увеличилась на 5-7 градусов по сравнению со средними показателями этого периода в предыдущие годы). Также лето 2000г. характеризовалось малым количеством осадков, что привело к недостатку мощностей гидроэлектростанций. Соседние штаты, традиционно экспортирующие электроэнергию в Калифорнию, использовали мощности для собственных нужд и сократили экспорт.

4. Рост издержек производителей, который вызван ростом цен на газ (в 6 раз). Помимо объективных причин повышения цен на газ можно предположить, что существовали манипуляции со стороны поставщиков газа, которые, пользуясь всеобщей неразберихой в части резких скачков цен на электроэнергию, стали завышать цены на газ. Также повышение издержек связано с введением в 2000 г. дополнительного налога на защиту окружающей среды для генерирующих компаний.

Существенную роль в развитии кризиса сыграли недостатки в организации рынка электроэнергии в Калифорнии. Первое -неэластичность спроса по цене. При увеличении оптовых цен на электроэнергию величина спроса практически не меняется. На рынке были запрещены механизмы хеджирования ценовых рисков (фьючерсные, форвардные контракты). На рынках электроэнергии других стран и штатов США механизмы страхования активно используются для снижения ценовых рисков [59].

Существовал ряд недостатков в организации рынка, способствующих злоупотреблениям участниками рынка:

• Отсутствие механизмов контроля за деятельностью генерирующих компаний.

• Наличие льгот для отдельных групп потребителей привело к использованию этих льгот для спекуляции на рынке. Например, для предприятий алюминиевой промышленности государством были установлены низкие цены на электроэнергию для поддержки отрасли. В период роста цен эти предприятия приостановили производство, поставляя закупленную электроэнергию на оптовый рынок по конкурентным ценам.

• Низкая степень открытости информации о торгах на Калифорнийской бирже.

Опыт штата Калифорния стал примером ускоренного реформирования энергетики по методу полного разделения сфер производства, передачи и сбыта с максимальным внедрением конкурентных отношений путем организации торговли электроэнергией через оптовый (свободные цены) и розничный (фиксированные цены) рынки.

Из осуществленной реформы и её последствий можно сделать следующие выводы [59]:

• растущей экономике требуется растущая энергетика;

• отсутствует прямая связь между кризисом и либерализацией. Либерализация была проведена без должной предварительной подготовки реформы, а также в условиях, не способствующих её удачному течению и завершению;

• при формировании рынка требуется избегать внутренних противоречий и следовать законам экономики;

• при реформировании следует учесть положение о необходимости единства рынка, т.е. рынок должен быть единым. Чем больше частей рынка действуют по собственным правилам и на основе собственной системы взаимоотношений "производитель-потребитель", тем больше возможностей манипулирования для участников рынка. Это может быть обеспечено за счет единой ценовой заявки на рынке "на сутки вперед" и на рынке резервов, а также за счет отсутствия границы между оптовым и розничным рынками;

• розничные цены не могут формироваться вне взаимосвязи с оптовыми ценами (розничные цены могут определяться оптовой ценой и платой за услуги по передаче, распределению и сбыту электроэнергии);

• необходимо исключить конфликты интересов при формировании участников рынка;

• должна быть обеспечена прозрачность и стабильность правил работы рынка и организации торгов;

• при либерализации необходимо изменение характера и повышение эффективности государственного регулирования.

1.2.2 Европейский Союз (ЕС)

Основным органом ответственным за разработку и согласование энергетической политики ЕС является Генеральная дирекция по энергетике (до 2010 года - Генеральная дирекция по энергетике и транспорту). Последующие ступени регулирования относятся к уровню отдельных стран

участниц ЕС, в каждой из которых могут действовать различные системы управления отраслью. При этом по одному регулятору электроэнергетики от каждой страны ЕС входят в ассоциацию регуляторов ERGEG (European Regulators' Group for Electricity and Gas). Ассоциация была образована Еврокомиссией в качестве консультативного органа по вопросам создания внутреннего рынка электроэнергии. Основной деятельностью ассоциации является разработка законопроектов и стратегических документов по развитию отрасли [61].

Либерализация рынков ЕС не предполагала обязательной приватизации - во многих странах по-прежнему остались крупные генерирующие компании, большая часть акций которых принадлежит государству (Италия, Швеция). В целом, для ЕС характерны крупные компании, обладающие большой долей и властью на рынке соответствующих стран - EdF во Франции и Португалии, Electrabel в Бельгии и др [61].

Функции передачи электроэнергии и управления режимами энергосистем в большинстве стран выполняются Системными операторами. Одной из ключевых проблем для формирования единого рынка на данный момент является наличие перегрузок на трансграничных сечениях между региональными рынками. На территории ЕС действуют в настоящий момент 34 системных оператора, объединенных в ассоциацию ENTSO-E, которая в соответствии с Третьим Пакетом энергетических законов осуществляет функции общеевропейского планирования и координации функционирования параллельно работающих энергосистем.

В результате реформы европейский рынок электроэнергии представляет собой конгломерат соединенных между собой региональных рынков (Балтия; Восточная и Центральная Европа; Западная и Центральная Европа; Южная и Центральная Европа, Северная Европа; Юго-Западная Европа и Франция-Великобритания-Ирландия) [61].

В большинстве стран Европы, по инициативе участников рынка работают биржи электроэнергии, такие как: NordPool (Скандинавия), EEX (Германия), POWERNEXT (Франция), APX NL (Нидерланды), POLPX (Польша), APX UK (Великобритания), BELPEX (Бельгия), и др. [91]. Однако в последние годы отмечается тенденция к слиянию бирж и расширению охватываемой ими территории. На всех биржах торговля осуществляется в режиме «на сутки вперед», на некоторых из них также существуют внутридневные, балансирующие и фьючерсные рынки.

Наиболее развитым рынком считается рынок Северной Европы, в особенности его скандинавская часть, где на бирже NordPool организованы торги «на сутки вперед» и балансирующий рынок. На этом рынке наблюдаются одни из самых низких уровней цен на электроэнергию в Европе.

В Скандинавии работает уникальный международный рынок электроэнергии Nord Pool. Норвегия основала Nord Pool в январе 1991 г. В январе 1996 г. к нему присоединилась Швеция, в январе 1998 г. — Финляндия, в январе 2000 г. — Дания (включая Восточную часть). В Скандинавских странах доминирует гидроэнергетика. В Норвегии ГЭС составляют 99,2% установленной мощности генерации; в Швеции — 49,7%. Доля АЭС и ТЭС в Скандинавских странах соответственно 23,5 и 20,4%. Около 1,2% электроэнергии производится на возобновляемых источниках (ветер и др., кроме ГЭС). Участники рынка Nord Pool вправе заключать между собой двухсторонние договоры купли-продажи электроэнергии или торговать на рынке с централизованным планированием режимов (бирже). Около 70% всего объема электроэнергии продается по двухсторонним договорам. Характерные особенности скандинавского рынка электроэнергии [89]:

■ унифицированные правила торговли;

■ отсутствие трансграничных пошлин на покупку и продажу электроэнергии;

■ торговля электроэнергией на централизованном рынке (бирже) в двух формах: физические поставки электроэнергии (то есть прямые поставки электроэнергии от производителя потребителю) и финансовые инструменты.

Первоначально возник рынок физических поставок. Со 2 января 2002 г. рынок физических поставок электрической энергии работает в рамках самостоятельного структурного подразделения биржи — Nord Pool Spot AS. На нем торгуются контракты на физические поставки на сутки вперед. Цена на электроэнергию формируется на основе баланса спроса и предложения участников торгов. В заявке участника указывается цена, по которой участник готов купить определенный объем электроэнергии, и цена, по которой он готов этот объем продать, поскольку владельцы ГЭС ежедневно должны принимать решение по поводу реальных запасов воды в водохранилище ГЭС. Если в будущем ожидается ситуация, в которой цена воды будет больше, чем сейчас, разумно не производить электроэнергию самому, а купить ее на рынке и наоборот [89].

Специально для торгов финансовыми инструментами образованы два структурных подразделения биржи: Nord Pool ASA и Nordic Electricity Clearing House ASA (NECH). Если контракты регистрируются для клиринга, биржа становится дополнительной стороной в контрактах и гарантирует расчеты по ним. В настоящее время 90% двухсторонних контрактов предусматривают клиринг. NECH оказывает данные услуги участникам рынка по снижению рисков [89].

Рынок мощности ЕС в явном виде отсутствует, но в отдельных странах (например, Испании), действуют нерыночные механизмы платы за мощность: всем производителям, которые подают рыночные заявки,

выплачивается фиксированный сбор (устанавливаемый в административном порядке), даже если предлагаемая ими электроэнергия не была отобрана в порядке возрастания цены [89].

Анализ опыта стран ЕС позволил определить пути решения задачи разделения функций производства и передачи электроэнергии, среди которых [67]:

• установление правовых норм;

• ясные политические установки в области электроэнергетики и их рамки;

• отделение регулирующего органа от регулируемых предприятий;

• разделение функций производства и передачи электроэнергии;

• создание конкурентных рынков производства и поставки электроэнергии;

• развитие систем передачи электроэнергии;

• определение экологических и других целей государственной политики и обеспечение их прозрачности для участников электроэнергетического сектора.

Несмотря на проведенную либерализацию, во многих странах сохраняется существенная доля регулируемых поставок электроэнергии. В большей степени это касается новых членов ЕС - Болгарии, Эстонии, Литвы, Латвии, Венгрии, Польши, Румынии, Словакии. Однако регулируемые тарифы для населения сохраняются и в некоторых странах с развитыми рынками, таких как Франция и Италия.

1.2.3 Российская Федерация

Тарифная политика в электроэнергетике осуществляется посредством установления экономически обоснованных тарифов на электрическую и тепловую энергию и их предельных уровней. Основы ценообразования в отношении электрической и тепловой энергии в Российской Федерации,

разработанные в соответствии с Федеральными законами "О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации" и "Об электроэнергетике", определяют основные принципы и методы регулирования тарифов (цен) на электрическую и тепловую энергию и на соответствующие услуги [68].

К основным принципам ценовой и тарифной политики относятся:

• обеспечение баланса экономических интересов поставщиков и потребителей энергии;

• экономическая обоснованность производственных затрат и прибыли;

• раздельный и однократный учет объемов выпуска, доходов и расходов энергокомпаний;

• открытость и доступность информации о рассмотрении и утверждении тарифов;

• создание условий для привлечения отечественных и иностранных инвестиций.

Цели государственного регулирования цен в электроэнергетике следующие:

• предотвращение монопольного повышения тарифов;

• согласование интересов производителей и потребителей энергии;

• формирование конкурентной среды на энергорынках;

• стимулирование энергосбережения;

• обеспечение права на равный доступ к оптовому рынку субъектам этого рынка.

При регулировании цен (тарифов) применяются методы экономически обоснованных расходов (затрат), индексации тарифов, сравнения аналогов, доходности инвестированного капитала (RAB метод), а также долгосрочной индексации необходимой валовой выручки [37].

При использовании метода экономически обоснованных расходов (затрат) регулируемые цены (тарифы) рассчитываются на основе размера необходимой валовой выручки организации, осуществляющей регулируемую деятельность, полученной от реализации каждого вида продукции (услуги), и расчетного объема производства соответствующего вида продукции (услуг) за расчетный период регулирования.

Метод индексации применяется в случае, если уровень инфляции (индекс потребительских цен), определенный в прогнозе социально-экономического развития РФ, не превышает 12 процентов в год в расчетном периоде регулирования. В этом случае регулирующие органы вправе применять метод индексации тарифов (в том числе на срок более одного года) на основе прогнозируемого уровня инфляции (индекса потребительских цен). Индексации подлежат ранее утвержденные как предельные уровни, так и конкретные тарифы. В то же время при применении метода индексации учитываются не только индексы инфляции, но и программы сокращения расходов организаций, осуществляющих регулируемую деятельность, согласованные с регулирующими органами, изменения состава и объемов финансирования инвестиционной программы электроэнергетики, отклонения фактических показателей выработки электроэнергии на гидроэлектростанциях от прогнозных, отклонения фак-тических цен на топливо от прогнозных, отклонения фактического индекса потребительских цен от принятого при установлении тарифов прогнозного индекса, изменения нормативных правовых актов, включая налоговое законодательство, влияющие на размеры расходов организаций, осуществляющих регулируемую деятельность [56]. Метод индексации тарифов может применяться при установлении регулируемых цен (тарифов, в том числе на срок более 1 года). Индексации подлежат ранее утвержденные цены и (или) их предельные (минимальный и (или) максимальный) уровни, либо необходимая валовая выручка регулируемых организаций. При данном

методе, тарифы устанавливаются в соответствии с методическими указаниями, утверждаемыми ФСТ России.

Метод сравнения аналогов подлежит применению при установлении долгосрочных параметров регулирования тарифов, в рамках метода доходности инвестированного капитала.

При применении метода доходности инвестированного капитала, расчет тарифов осуществляется в соответствии с утверждаемыми ФСТ России по согласованию с Минэкономразвития России правилами, в состав которых входят правила норы доходности инвестированного капитала, правила определения стоимости активов и размера инвестированного капитала и ведения их учета, а также правила определения долгосрочных параметров регулирования с применением метода сравнения аналогов [37]. Экономически обоснованный уровень доходности инвестированного капитала определяется регулирующим органом на основании прогноза уровня инфляции, принятого при формировании федерального бюджета на очередной финансовый год, с учетом стоимости долгосрочного заемного капитала, сложившейся на финансовом рынке в отчетный период. Законодательством устанавливаются ограничительные критерии при определении величины уровня доходности инвестиционного капитала - он не должен превышать действующую ставку рефинансирования ЦБ РФ, но не может быть ниже минимальной доходности облигаций федерального займа по состоянию на 1 июля последнего отчетного года. Оценка инвестированного капитала производится на основании бухгалтерского баланса на последнюю отчетную дату. При этом учитываются решения органов управления организации, ведущие к изменению величины уставного и добавочного капитала, относимой на регулируемые виды деятельности, в расчетный период регулирования. Величина инвестированного капитала определяется как сумма долей уставного и добавочного капитала, относимых на данный вид регулируемой деятельности, и долгосрочных обязательств

(долгосрочного заемного капитала, обоснованно относимого на данный вид регулируемой деятельности) организации, осуществляющей регулируемую деятельность [56].

В отношении территориальных сетевых организаций, регулирование деятельности которых осуществляется с применением метода доходности инвестированного капитала, переход после 1 июля 2012 г. к регулированию тарифов с применением метода долгосрочной индексации необходимой валовой выручки в течение долгосрочного периода регулирования осуществляется при условии согласования с ФСТ России долгосрочных параметров регулирования [37].

Базу для расчета тарифа при использовании метода экономически обоснованных расходов составляет необходимая валовая выручка (НВВ), формируемая за счет совокупности экономически обоснованных расходов для осуществления регулируемого вида деятельности. НВВ определяется как экономически обоснованный объем финансовых средств, необходимых организации для осуществления регулируемой деятельности в течение расчетного периода регулирования, и содержат ряд норм, регулирующих перечень расходов, включаемых в выручку. Включаемые в НВВ расходы, являются планируемыми и подразделяются на расходы, уменьшающие налоговую базу налога на прибыль, и расходы, относимые на прибыль после налогообложения [56].

Органы исполнительной власти субъектов РФ в области государственного регулирования тарифов устанавливают тарифы на электрическую энергию, поставляемую энергоснабжающими организациями потребителям соответствующих регионов, в том числе населению, на очередной финансовый год в рамках указанных предельных уровней до принятия регионального закона о соответствующем бюджете субъекта РФ.

Предельные уровни тарифов устанавливаются ежегодно Правительством РФ до принятия Государственной Думой Федерального

Собрания РФ в первом чтении проекта закона о федеральном бюджете на очередной финансовый год и вводятся в действие с начала указанного года. Предельные уровни тарифов могут быть установлены Правительством РФ с календарной разбивкой, разбивкой по категориям потребителей с учетом региональных и иных особенностей.

После анализа, следует отметить, что основными целями формирования тарифной политики в электроэнергетике являлись:

• снижение стоимости электроэнергии для потребителей за счет повышения эффективности работы отрасли;

• привлечение инвестиций, в том числе иностранных для обновления материальной базы отрасли;

• внедрение конкуренции для предоставления потребителям права выбора поставщика;

• повышение эффективности производства, и передачи электроэнергии;

• внедрение инноваций.

Разработка новых тарифных систем прежде всего требует четких юридических обоснований, пересмотра категорирования потребителей по Правилам устройства электроустановок, организации дифференцированного (раздельного) учета затрат и автоматизированного контроля режимов электропотребления, создания системы мониторинга оценки влияния тарифа на эффективность субъектов рынка, разработки организационных механизмов их внедрения.

Несмотря на разнообразие условий, сложившихся до начала реформирования тарифной политики в электроэнергетике, практически во всех странах имели место высокие тарифы на электроэнергию.

1.3. Сравнительная характеристика систем тарифов на электроэнергию в Республике Кот-д'Ивуар и в зарубежных странах

Под ценообразованием в электроэнергетике подразумеваются принципы и конкретные механизмы формирования цен и тарифов на электроэнергию. Различают два важнейших вида ценообразования [22]:

• конкурентное (рыночное, свободное) ценообразование, при котором цены формируются на основе спроса и предложения без вмешательства государственных регулирующих органов; однако нередко государство ограничивает конкурентные цены верхним и нижним пределами;

• ценообразование, регулируемое государством, которое существует в различных вариантах: государственные органы устанавливают абсолютное значение цен (тарифов) либо методологию их определения.

Анализ показывает, что тарифная политика в электроэнергетике тесно связана с моделью электроэнергетики каждой страны. Модель электроэнергетики в Республике Кот-д'Ивуар относится к модели «Единого Закупщика». Сравнительный анализ организационно-экономических моделей функционирования электроэнергетики представлен в таблице 1.4.

Таблица 1.4

Сравнительный анализ организационно-экономических моделей функционирования электроэнергетики [49]

Производство электроэнергии Передача электроэнергии Механизм оптимизации издержек Механизм ценообразования Положительные факторы Отрицательные факторы

Вертикально-интегрированная модель Единой компании Отсутствие доступа к сетям для третьих лиц На основании информации о стоимости Регулируемые тарифы -Сохранение вертикально-интегрированной структуры в рамках единой компании - Контроль за ценами - Предсказуемость для потребителей и государства -Отсутствие экономических стимулов для повышения эффективности - Необходимость государственного финансирования отрасли

Модель независимых производителей Единой компании + небольшая доля независимых производителей Доступ к сетям через единого поставщика На основе информации о стоимости + частная конкуренция за получение контракта для зависимых производителей Регулируемые тарифы или цены, определенные в контрактах для независимых производителей -Привлечение частных инвесторов при минимальных структурных изменениях - Контроль за розничными ценами -Необходимость выдачи долгосрочных государственных гарантий (высокий риск для государственного бюджета)

Модель «Единого Закупщика» Независимые производители Доступ к сетям через «Единого Закупщика» Конкуренция за получение контракта на поставку электроэнергии Цены, определяемые в контрактах -Привлечение частных инвесторов при ограниченных структурных изменениях - Контроль за розничными ценами -Необходимость заключения среднесрочных контрактов на оптовом рынке при ограниченной возможности изменения тарифов на розничном рынке

Конкурентная модель Независимые производители Доступ к сетям для третьих лиц На основе конкурентных цен Конкурентные цены на едином рынке или двусторонние контракты -Создание стимулов для повышения эффективности -Необходимость значительных структурных преобразований - Коррекция уровня цен до экономически обоснованного уровня

В отличие от других стран, ценообразование на электроэнергию в Республике Кот-д'Ивуар формируется на основе двухстороннего договора (контракта) между государством и энергокомпаниями. На свободном рынке электроэнергии цены формируются на основе спроса и предложения, и могут не учитывать фактические издержки энергетических компаний. Регулируемое ценообразование при конкурентной модели электроэнергетики несколько отличается от регулирования цен в условиях абсолютной государственной монополии в отрасли.

Для развивающихся стран, в том числе Кот-д'Ивуар, где электроэнергетика не получила серьезного развития, нередко вертикально интегрированная компания исполняет роль системного оператора. Она сама определяет величину заявленной мощности согласно двусторонним договорам, не учитывая возможные дополнительные издержки, которые могут возникнуть при передаче электроэнергии. На практике, самодиспетчеризация является неэффективной, так как тарифы и количество передаваемой электроэнергии не отражают реальную картину спроса и предложения.

Тарифная политика в электроэнергетике в большинстве стран с развитой электроэнергетической отраслью направлена на создание стабильных условий развития конкуренции для всех участников электроэнергетического рынка. По опыту первопроходцев зарубежных стран рыночной ориентации одним из важнейших факторов, определяющих эффективность функционирования рыночной экономики, является свободная конкуренция между участниками рынка. В электроэнергетике это положение нашло реализацию преимущественно на оптовом рынке. Выход на рынок большого количества самостоятельных продавцов и покупателей электроэнергии создает объективные условия для конкуренции.

В странах с развитой рыночной экономикой тарифы для населения, как правило, существенно выше, чем для промышленных предприятий. В

Республике Кот-д'Ивуар и Российской Федерации ситуация обратная [69,62,14]. Распространена так называемая практика перекрестного субсидирования населения промышленностью, суть которой заключается в том, что тарифы для населения занижены, а тарифы для промышленности -завышены по сравнению с издержками по обслуживанию этих групп потребителей.

Тарифы на электроэнергию, установленные для потребителей, не всегда отражают затраты на ее генерацию и транспортировку [38]. Формирование тарифной политики требует активного и постоянного участия государства, а также его поддержки.

Сравнивая системы тарифов на электроэнергию в Республике Кот-д'Ивуар и зарубежных странах с развитым конкурентным рынком, можно сказать, что в Республике Кот-д'Ивуар данный механизм находится в стадии становления.

Анализ целей и методов реформирования электроэнергетики в разных странах [1, 2,3, 8, 15, 16, 25, 33, 40, 58] (табл. 1.5) показывает, что развитие рыночных отношений является гибким процессом, который в значительной степени определяется текущим состоянием, а также историческими особенностями формирования и развития электроэнергетики каждой страны.

Таблица 1.5

Цели реформирования электроэнергетики разных стран

Страна Цели реформирования

США • разрешение свободного доступа к сети;

• стимулирование конкуренции на оптовом рынке.

• создание конкурентных рынков производства и поставки электроэнергии;

• разделение функций производства и передачи

ЕС электроэнергии;

• отделение регулирующего органа от регулируемых предприятий;

• определение экологических и других целей государственной политики.

• снижение стоимости электроэнергии для потребителей за счет повышения эффективности работы отрасли;

• привлечение инвестиций, в том числе иностранных для повышения эффективности работы отрасли;

России • внедрение конкуренции для предоставления потребителям права выбора поставщика;

• повышение эффективности производства, и передачи электроэнергии;

• внедрение инноваций.

• привлечение иностранных инвестиций для повышения

Кот-д'Ивуар • эффективности работы отрасли; создание конкурентных рынков производства электроэнергии;

• приватизация.

Среды множества тарифных систем, предлагаемых к использованию в настоящее время в разных странах [2, 41], можно выделить тарифные системы, непосредственно относящиеся к задачам управления спросом на электрическую энергию и повышению надежности электроснабжения потребителей:

• ступенчатый тарифов (для каждого интервала потребления электроэнергии устанавливается разная оплата 1 кВт-ч, снижающаяся по мере продвижения к следующей ступени);

• обратный ступенчатый, или инверсионный (повышающийся тариф, который устанавливается с разной величиной оплаты 1 кВт-ч для каждого интервала потребления электроэнергии, возрастающей для последующей ступени);

• дифференцированный тариф (по счетчику) со ступенчатой ставкой только для части потребленной энергии в рассматриваемом пределе;

• двухставочный тариф с оплатой максимальной нагрузки;

• двухставочный тариф с основной ставкой за мощность потребителя, участвующую в максимуме энергосистемы;

• одноставочный тариф, дифференцированный по времени суток, дням недели, декадам месяца, сезонам года;

• тариф интенсивности потребления, под которым понимается отношение потребляемой энергии потребляемой мощности;

• тариф с дифференцированной по времени платой за мощность;

• тариф с дифференцированной ставкой по диапазонам напряжения присоединения потребителя;

• тариф для потребителей, допускающих внезапный перерыв электроснабжения;

• тариф для потребителей, допускающих плановый перерыв электроснабжения,

• тариф для потребителей, регулирующих нагрузку в соответствии с контрактом на поставку электроэнергии;

• тариф, учитывающий качество электроснабжения;

• тариф, учитывающий страхование договорных отношений производителя (поставщика) и потребителя;

• тариф, учитывающий экологию;

• тариф, учитывающий составляющую на развитие нетрадиционных (возобновляемых) источников энергии.

Политика в области электроэнергетики в большинстве стран с развитой электроэнергетической отраслью направлена на создание стабильных условий развития отрасли и облегчения конкуренции на основе расширения возможностей выбора при осуществлении сделок по купле-продаже электроэнергии для всех участников электроэнергетического рынка. По опыту передовых зарубежных стран рыночной ориентации один из важнейших факторов, определяющих эффективность функционирования рыночной экономики, является наличие свободной конкуренции между поставщиками продукции на рынке. Это положение полностью сохраняет свою значимость и в сфере оптовой торговли электроэнергией. Выход на рынок достаточного количества самостоятельных продавцов и покупателей электроэнергии создает объективные положительные условия для развития конкуренции, формирует предпосылки снижения издержек по производству электрической энергии и отпускной цены на нее.

Ограничение конкуренции позволило в полной мере получить эффект экономии от масштабов производства. Только в условия монополии энергокомпания могла пойти на риск строительства более крупных и экономичных генерирующих мощностей и гарантировать их рациональное использование, обеспечивая с ростом объемов производства постоянное снижение средних удельных издержек. Капиталоемкий характер отрасли обусловил необходимость высоких и долгосрочных инвестиций при

повышенном риске. Тесная связь производства электроэнергии с ее передачей и распределением, масштабные задачи по развитию инфраструктуры передающей и распределительной электрических сетей, обеспечение высокой надежности функционирования энергосистем способствовали созданию крупных вертикально интегрированных электроэнергетических компаний.

Развитие новых технологий производства электроэнергии в конце 20 и начале 21 века привели к потере значимости фактора концентрации производства на крупных генерирующих объектах. Появились новые виды генерирующих источников, которые при сравнительно небольшой установленной мощности и существенно меньших капиталовложениях имеют лучшие технико-экономические показатели, чем крупные и мощные энергетические агрегаты. Следовательно, появились условия для рыночного реформирования отрасли, т.е. полной вертикальной дезинтеграции производства, передачи и распределения электроэнергии и организации конкуренции на каждой стадии. Производство электроэнергии отделяется от ее передачи и распределения; генерирующие источники выводятся из состава интегрированных электрокомпаний и образуют структурно самостоятельный конкурентный сектор по производству электроэнергии; услуги по электроснабжению становятся самостоятельным и конкурентным видом деятельности; вводятся единые для всех правила работы оптового рынка; сфера государственного регулирования существенно ограничивается. Эта модель в наибольшей степени стимулирует конкуренцию и повышает эффективности функционирования электроэнергетики. Хотя инвестиционный риск при данной модели полностью перекладывается на инвесторов.

Монополизм предопределяет необходимость государственного регулирования экономической деятельности производителей электроэнергии и энергоснабжающих организаций.

Анализ опыта стран ЕС позволил определить пути решения задачи разделения функций производства и передачи электроэнергии, среди которых [67]:

• установление правовых норм;

• ясные политические установки в области электроэнергетики и их рамки;

• отделение регулирующего органа от регулируемых предприятий;

• разделение функций производства и передачи электроэнергии;

• создание рынков производства и поставок электроэнергии;

• определение экологических и других целей государственной политики в области электроэнергетики и обеспечение их прозрачности для участников электроэнергетического рынка.

ГЛАВА 2. МЕТОДИЧЕСКИЕ ПОДХОДЫ ПО СОВЕРШЕНСТВОВАНИЮ ТАРИФНОЙ СИСТЕМЫ

ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ РЕСПУБЛИКИ КОТ-Д'ИВУАР

2.1. Методика формирования тарифов на производство электроэнергии в Республике Кот-д'Ивуар

В последние годы страны Африки демонстрируют существенный экономический рост, что оказывает большое влияние на объемы производства, передачи и распределения электроэнергии. В Республике Кот-д'Ивуар темп роста ВВП составил в 2014 году 9% [94,80]. Этот высокий экономический рост и постоянный рост численности населения (3% ежегодно) обуславливают увеличение спроса на электрическую энергию.

В течение последних десятилетий ряд стран встали на курс рыночной либерализации в электроэнергетике. Кот-д'Ивуар - одно из первых государств в Африке, которое либерализовало свой рынок генерации электрической энергии за счет привлечения частных (независимых) производителей. Либерализация сектора производства электроэнергии была принята государством, преследуя следующие цели:

• увеличение объемов производства электроэнергии;

• технологическая модернизация сектора генерации электроэнергии;

• повышение надежности электроснабжения потребителей;

• установление экономически обоснованного уровня тарифов для потребителей.

В электроэнергетике понятие «тариф» применяется в различных значениях. Во-первых, в соответствии с общепринятым представлением тариф - это ставка, по которой производится оплата за потребленную электроэнергию. Во-вторых, под тарифом понимают также тарифную систему (структуру тарифа), по которой производится оплата [42].

Основой для формирования тарифов на электроэнергию является себестоимость ее производства и передачи. Одной из проблем при планировании себестоимости производства электроэнергии на перспективу является определение оптимальной структуры генерирующих мощностей для бесперебойного и наиболее экономичного удовлетворения спроса на электроэнергию со стороны потребителей, т.е. непрерывное энергоснабжение потребителей по самой низкой цене. Принятая мировая практика основана на оптимизации структуры генерирующих мощностей, включающих разные виды электростанций с учетом их свойств и соответствующих ограничений разного рода. Диверсифицированная структура энергоисточников обеспечивает определенный уровень надежности энергоснабжения, а разное соотношение видов мощностей формирует различную себестоимость производства электроэнергии. Кратковременные маржинальные затраты при использовании одних технологий, таких, например, как гидроэнергетика, очень невелики, тогда как теплоэлектростанции несут более высокие маржинальные затраты в зависимости от используемых технологий и видов топлива. В гидроэнергетике бесспорно крупнейшей долей затрат являются инвестиционные затраты. Общая прибыльность этих технологий при рыночном ценообразовании сильно зависит от цен, определяемых другими технологиями производства электроэнергии (например, теплоэнергетика) в тех случаях, когда они необходимы для удовлетворения существующего спроса [87]. В таблице 2.1 приведена сравнительная характеристика преимуществ и недостатков различных генерирующих источников электроэнергии.

Таблица 2.1

Сравнительная характеристика генерирующих источников

электроэнергии

Генерирующие источники энергии Преимущества Недостатки

Тепловые источники энергии • Относительная дешевизна создания мощностей и покупки технологий • Возможность размещения в любом месте независимо от наличия топлива • Срок строительства значительно меньше • Тепловая электростанция занимает меньшую площадь • Способность вырабатывать электрическую энергию без сезонных колебаний • Возможность использования отходов в побочных производствах . • Относительно высокая стоимость топлива • Необходимость создания соответствующей инфраструктуры доставки и подготовки топлива • Высокие затраты на оплату обслуживающего персонала • Высокие выбросы в атмосферу загрязняющих веществ • Невосполнимость и ограниченность мировых запасов органического топлива • Относительно низкая маневренность, как правило, они работают «в базисе» или «полупике» нагрузки; изменение режима работы блока требует времени (от 15 часов и более) и дополнительных затрат топлива.

Гидравлические источники энергии • Отсутствие топливной составляющей в себестоимости производства • Высокая мобильность в режимах несения нагрузки • Относительно малые затраты на обслуживающий персонал • Отсутствие вредных выбросов и сбросов и отходов в атмосферу • Использование возобновляемой энергии • Высокая маневренность • Высокий КПД • Длительный срок эксплуатации (до 100 и более лет) • Низкая себестоимость электроэнергии • Плотина используется для связей между берегами и регулирования стока воды. • Высокие капитальные затраты на создание мощностей • Ограничения в режимах работы, накладываемые другими субъектами системы водопользования • Значительная зависимость от количества выпадаемых осадков • Отсутствие попутной продукции • Необходимость создания специальных водохранилищ и отчуждение в связи с этим земельных ресурсов • Строительство ведется только там, где есть большие запасы энергии воды • Длительный срок строительства.

Возобновляемые источники электроэнергии (ветровые, солнечные и др-) • Отсутствие затрат на топливо • Относительно малые затраты на обслуживающий персонал • Отсутствие вредных выбросов и сбросов и отходов в атмосферу. • Небольшая мощность • Значительная зависимость от погодных условий (ветер, солнце) • Необходимость в больших площадях .

Атомные генерирующие мощности • Огромная энергоемкость используемого топлива • Возможность повторного использования топлива (после регенерации) • Ядерная энергетика не способствует созданию «парникового эффекта» • Затраты топлива очень невелики • Характеризуется почти самой низкой себестоимостью производства электроэнергии. • Сложность утилизации радиоактивных отходов • Негативное общественное мнение по поводу безопасности эксплуатации • Высокие капитальные затраты утилизацию топлива и мощностей • Низкая маневренность • Необходимость периодического прохождения специальной аттестации на эксплуатацию.

Из приведенного перечня преимуществ и недостатков представленных генерирующих источников видно, что ни один из них не обладает абсолютными преимуществами. Зато в своей совокупности они способны взаимно компенсировать недостатки друг друга и обеспечить энергоснабжение потребителей с максимальным уровнем надежности и эффективности [29].

Следует отметить, что преимущественное развитие в отдельных регионах тех или иных видов генерирующих мощностей связано с учетом таких факторов как, топливообеспечение, наличие водных ресурсов, объемы перспективного потребления электроэнергии, степень развития необходимой инфраструктуры, наличие квалифицированного персонала и т.п. В любом случае, энергетические системы, имеющие диверсифицированную структуру генерирующих мощностей, являются более надежными по сравнению с энергосистемами, созданными на базе однотипных генерирующих источников. Риски, связанные с перебоями в поставках топлива, погодными условиями, экологическими ограничениями для энергосистемы с диверсифицированной структурой генерирующих мощностей значительно ниже [29]. Однако в связи с недостаточностью высококвалифицированных специалистов, на данный момент Республика Кот-д'Ивуар не готова развивать атомную энергетику для диверсификации структуры мощностей. В таблице 2.2 представлены установленные мощности действующих электростанций Республики Кот-д'Ивуар.

Таблица 2.2

Установленные мощности действующих электростанций Республики Кот-д'Ивуар.

Электро станция Действующие электростанции Установленная мощность, МВт Планируемые электростанции до 2025 г. Установленная мощность, МВт

ТЭС VRIDI 100 CT PHASE 1 300

CIPREL 432 AZITO PHASE III 150

AZITO 300 CIPREL PHASE IV-1 110

AGGREKO 200 CIPREL PHASE IV-2 110

CT ABATA 300

CT ABATA 150

Итого по ТЭС 1032 Итого по ТЭС 1 120

ГЭС AYAME 50 SOUBRE 270

KOSSOU 175 GRIBOPOPOLI 112

TAABO 210 BOULOUBRE 156

BUYO 165 DROU 2

FAYE 5 KOUROUKORO 32

TAHIBLI 20

Итого по ГЭС 605 Итого по ГЭС 592

Определение оптимального уровня тарифов с помощью оптимизации структуры генерирующих мощностей, включающей разные виды электростанций с учетом их свойств и соответствующих ограничений разного рода, является актуальным вопросом в общем функционировании энергосистем.

Задача оптимизации структуры генерирующих источников включает в себя определение объемов ввода мощностей на разных типах электростанций, где используются различные виды топлива. При решении задачи приходится учитывать значительную неопределенность ряда прогнозных показателей, прежде всего технико-экономических характеристик генерирующего оборудования, показателей энергетического топлива, характеристик графиков нагрузки. Основой для решения является

прогноз суточных графиков нагрузки энергосистем и показатели экономичности и маневренности блоков электростанций различных типов. На практике эта увязка осуществляется в два этапа. На первом этапе выполняется грубая оптимизация структуры генерирующих мощностей энергосистемы в задаче оптимизации топливно-энергетического комплекса (ТЭК) страны. В данной задаче энергосистема представляется в виде узлов, связанных межсистемными связями. На втором этапе производится уточненная оптимизация структуры с учетом особенностей режимов электростанций, резервов мощности и совмещения графиков нагрузки при фиксированных экономических характеристиках топливных связей [5,54,6,7,74 ].

При определении оптимальной структуры генерирующих мощностей необходимо учитывать комплекс факторов, связанных с различными ограничениями на определенные виды ресурсов, производственные мощности, пропускную способность ЛЭП, маневренные возможности генерирующего оборудования, воздействие на окружающую среду и т.д. Решение данной задачи предлагается осуществить с помощью экономико-математической модели, ограничения которой представлены, в первую очередь, в виде балансовых соотношений по мощности и электроэнергии во всех зонах графика нагрузки [39]. Мощность, формируемая различными источниками в энергосистеме страны, должна быть достаточной для покрытия внутренней нагрузки, а также для обеспечения необходимых перетоков мощности в энергосистемы соседних стран. В модель включены ограничения по передаче мощности из других энергообъединений в энергосистему республики, которые определяются балансом мощности во внешних энергосистемах, а также ограничения по пропускной способности межсистемных линий электропередач, обслуживающих перетоки мощности со смежными энергосистемами региона. Для ГЭС следует обратить внимание на условия предельной мощности и предельного отпуска электроэнергии, так

как технологический потенциал гидроэнергетики ограничен для каждой страны. Данный потенциал для Республики Кот-д'Ивуар оценивается приблизительно в 3000 МВт. В модели необходимо рассматривать условия по обеспечению спроса на электроэнергию (мощность) в период пиковых нагрузок. Очень важным также являются ограничение по экологии и по использованию некоторых видов топлива. Следует также учесть ограниченность капитальных вложений, выделенных на ввод новых энергообъектов.

В предлагаемой модели учитывается количество действующих в республике электростанций, а также возможный ввод новых мощностей.

Ограничения представляются следующими уравнениями:

1. Условие баланса мощности энергосистемы для каждого узла:

Е ] I

X X Х( Ре1 *+( 1" ^+( 1"^ п) XХее '" X ' е -Ре (2 ■ 1 )

е=1У=1¿=1 е е

где:

е - индекс узла;

у - индекс типов электрических станций;

I - индекс вида топлива;

асну - расход мощности на собственные нужды;

алэп - коэффициент, определяющий потери электроэнергии в ЛЭП;

Ре - максимальная нагрузка узла е;

Ру - величина мощности электростанции j-типа, использующая топливо вида ц

Ху - величина вновь вводимой мощности электростанции j-типа, использующая топливо вида ц

Хее, Хе'е - мощность, передаваемая из узла е в смежный узел е' и обратно;

Е ] I

2. Условие баланса электроэнергии для каждого узла е

^ ^ Рв]I + Хе ( 1 - ) Ь]I + ( 1 - аЛэп) ■ ^ ^ее Ке> ~ ^ ^е ,е ■ Ле ' е ^ Же ( 2 ■ 2 ) е=1У=1¿=1 е е

где,

^ - годовое число часов использования мощности электростанции; hee', he е - время использования максимальной мощности межсистемных связей;

We - годовая потребность в электроэнергии.

3. Ограничение по предельной мощности электростанции (для ГЭС):

Ре_/ * "1~Хе_/ * — рпахеу * ( 2 ■ ^)

где, Ртах е^ - предельно допустимая мощность электростанции данного

типа.

4. Ограничение по предельному отпуску электроэнергии (для ГЭС):

(Ре/ ¿+Хе/ — (2 ¿)

We ^ - предельно допустимый отпуск электроэнергии данного типа электростанции.

5. Ограничение по пропускной способности существующих и вновь вводимых ЛЭП:

( 2 ■ 5)

где Рее' - пропускная способность линий электропередачи

6. Условие обеспечения спроса мощности в период пиковых нагрузок:

Е ] I Е

^ ХХ(Ре/ * + Хе/ *)■ ( 1 - "сн/ *)■ ( 1 - «рез) ^ ^ Ре( 1 + «лэп) ( 2 ■ 6)

е=1 У=1 ¿=1 е

где арез - коэффициент, определяющий резерв мощности в энергосистеме;

7. Условие обеспечения спроса электроэнергии в период пиковых нагрузок:

Е ] I Е

X ХХ(Ре1* + Хел) ■ ( 1 - асн 1 *)■ ( 1 - Ярез) ^ - X ^ ■ ( 1 + алэп) (2 ■ 7)

е=1 _/=1 I е

8. Ограничение по использованию некоторых видов топлива:

Е ]

X ^^( Ре 1 * + Хе1 *)■ V Ьц < 5* ( 2 ■ 8)

е=1;=1

I =1,2,...,1. где Ьу1 - удельный расход топлива; 571 - заданный объем топлива i вида.

9. Ограничение по экологии:

Е ] I

X ^^ ^^( Ре 1 * + Хе1 *) ■ V * < ^нор ( 2 9

е=1У=1¿=1

где у - удельные выбросы загрязняющего вещества;

Енор - предельно допустимый выброс загрязняющего вещества.

10. Учет ограниченности капитальных вложений, выделенных для ввода новых энергообъектов:

Е ] I

X X X ^е 1 *■ Хе 1 * < ах ( 2 ■ 1 0 )

е=1У=1¿=1

где Ктах - выделенные капиталовложения и Ку - удельные капиталовложения.

В качестве критерия оптимальности принимается минимум среднегодовых дисконтированных затрат (Здср) на развитие генерирующих мощностей республики.

Здхр =XXX

е=1 /=1¿=

Е ] I / Vя';

7-=0 ( 1 + г)п

=0'

Хе у * ) -тт ( 2 ■ 1 1)

:1 у=1 ¿=1 у

где Зф- - удельные затраты по сооружению и эксплуатации ]-той электростанции, использующей топливо вида i в п-том году; N - срок экономической жизни }ого типа электростанций.

В республике Кот-д'Ивуар отсутствует единый методический подход по расчету тарифов на производство электрической энергии. Тарифы на производство электрической энергии формируются на договорной основе между государством и генерирующими компаниями. Такие практики чаще всего экономически не эффективны и не являются достаточно прозрачными для других участников электроэнергетического рынка.

На наш взгляд тариф на генерацию электроэнергии должен обеспечивать возможность покрытия (возмещения) всех дисконтированных расходов генерирующих компаний путем формирования соответствующего потока дисконтированных доходов. Кроме того, тариф должен отражать структуру генерации страны и показывать оптимальное направление в выборе технологии для генерации электрической энергии. В соответствии с этой точкой зрения тариф на производство электроэнергии (Тпро) можно представить в следующем виде:

;=1

Где - коэффициенты, определяющие удельный вес соответственно выработки электроэнергии ]"ого типа электростанций;

( )

( )

]

( )

- выработка электроэнергии ]"ого типа электростанций; г - ставка дисконтирования.

Практическая значимость данного исследования состоит в том, что разработанные методические положения ориентированы на снижение тарифов на производство электроэнергии и повышение надежности электроэнергетической системы. Общей конечной целью функционирования электроэнергетических систем является бесперебойное, надежное и наиболее эффективное обеспечение электроэнергией установленного качества всех потребителей [39]. Представленная модель формирования тарифов на электроэнергию в значительной степени ориентирована на обоснование выбора типов генерирующих источников на перспективу. Она дает четкий ориентир для выбора на долгосрочной основе направления дальнейшего развития электроэнергетики Республики Кот-д'Ивуар.

2.2 Разработка методики расчета тарифов на передачу электроэнергии в Республике Кот-д'Ивуар

В настоящее время в электроэнергетике Республики Кот-д'Ивуар особое внимание уделяется повышению уровня ее надежности и конкурентоспособности. Достижению поставленной цели способствует решение ряда проблем, одной из наиболее приоритетных данный момент является определение обоснованных тарифов на производство, передачу и распределение электрической энергии.

Ценообразование - это важный аспект функционирования рынков электроэнергии. Ученые, в частности Ю.Ф. Битеряков, С.А. Кутинов, отмечают, что эффективная система цен является хорошим индикатором предполагаемых тенденций в отношении инвестирования в производство и передачу электроэнергии, кроме того она может оказать значительное влияние на всю экономику страны [13].

На протяжении длительного времени осуществляются попытки сформировать объективную методику расчета тарифов на электроэнергию. Так, в период централизованного управления экономикой основным принципом экономического обоснования развития электроэнергетики и других отраслей топливно-энергетического комплекса являлось обеспечение минимума приведенных дисконтированных затрат при нормированном коэффициенте эффективности капитальных вложений (в современной терминологии рыночных отношений - нормированный коэффициент доходности капитала) [75,26,63,71,19,23].

Сегодня в большинстве стран при решении экономических проблем в энергетической отрасли используется метод экономически обоснованных затрат (затрат плюс) и система регулирования естественных монополий, известная еще как стимулирующее регулирование с возвратом на вложенный капитал (Regulatory Asset Base, или RAB) [46]. В.А. Непомнящий называет основные принципы этой системы:

- установление тарифов в зависимости от требуемого уровня электроснабжения и темпов развития территорий;

- обеспечение соответствующей рыночным реалиям доходности на вовлеченный в электросетевые компании акционерный и заемный капитал;

- создание действенных экономических стимулов снижения текущих и инвестиционных издержек (сохранение прибыли от снижения таких издержек ниже уровня, установленного регулятором, в течение пяти лет);

- переход к долгосрочному периоду регулирования сроком на пять лет (на переходном этапе - до трех лет);

- разработка государственной политики регулирования, направленной на снижение регуляторных рисков с помощью принятия прозрачных и последовательных тарифных решений [43].

При таком подходе необходимая валовая выручка определяется на долгосрочный период регулирования по следующей формуле:

Н В В 1 = И1 + В ^ + Д ^ + Л Н В В £ + Л Н В В *ор ( 2 ■ 1 5 ),

где t - любой год регулируемого периода (от 1 до И - расходы, связанные с передачей электроэнергии; ВК - возврат инвестированного капитала (амортизация капитала); ДК - доход на инвестированный капитал; Л Н В В £ -величина изменения НВВ, производимого в целях сглаживания тарифов;

- величина корректировки необходимой валовой выручки по результатам года 1

В Кот-д'Ивуар действует единая система оперативно-диспетчерского управления, которая обеспечивает бесперебойную работу энергосистемы страны (см. таблицу 2.3).

Таблица 2.3.

Характеристика электрических сетей Кот-д'Ивуар

ЛЭП

Сверхвысокое напряжение (СВН)

225

1879

Высокое напряжение (ВН)

90

2523

Среднее напряжение (СН)

33 / 15

32178

Низкое напряжение (НН)

0,4 и ниже

Из приведенной таблицы видно, что существуют четыре уровня напряжения (сверхвысокое напряжение; высокое напряжение; среднее напряжение; низкое напряжение). Тарифы на передачу предлагается дифференцировать по этим четырем напряжения в точке подключения потребителя к электрической сети. Особенностью расчета стоимости передачи электроэнергии заключается в том, что тариф на передачу по сетям низкого напряжения учитывается вместе с тарифом на передачу по сетям среднего напряжения и так далее по цепочке до высокого уровня напряжения. Тариф на передачу электроэнергии для каждого уровня напряжения должен обеспечивать возмещение всех дисконтированных затрат и обеспечивать определенный уровень рентабельности энергоснабжающих организаций.

(2 . 1 6)

(2 . 1 7)

Где Д доход - дисконтированные доходы, Д затрат - дисконтированные затраты, Т - срок экономической жизни объекта (период регулирования), г - ставка дисконтирования.

При таком подходе тарифы на передачу электрической энергии можно представить следующими формулами. Сверхвысокое напряжение

Дсв н( О

^пер _ _~ ( 1 + Г)С ^ ^

СВН уТ ^с™ (0- ^св н (О

1 ( 1 + гу

Высокое напряжение

Т Дв н( О

£ г ~ о

^.пер _ гт,пер .

1 вн 1 СВН+УТ Ав°нТп( О.Я в н( 0 ( / ■ 1

1 ( 1 + гу

Среднее напряжение

Дсн( О

_о_

^.пер _ гт,пер .

7 Сн 7 вн +УТ ^сОнТП(0./1сн( 0 ( / ■ / и)

¿С ~ 1'

( 1 + г)С Низкое напряжение

Я~<

Дн н( О

=о( 1+г)С

7 нн 7 сн +УТ /У°Тп( О.Я н н(0 ( / ■ / 1 ;