Пропуск вставить!!

Если себестоимость электроэнергии на ТЭЦ ниже чем на КЭС, а себестоимость тепла выше, чем в котельной, то задаваясь значением себестоимости тепла в котельной можно определить себестоимость электроэнергии на ТЭЦ и узнать будет ли при соответствующем тарифе востребована на рынке электроэнергия от ТЭЦ. При распределении затрат ТЭЦ по методу отключения, как правило один вид энергии считается основным, а другой побочным, хотя с точки зрения потребителя они могут быть равнозначны. Поэтому в качестве основного будет выбираться тот вид энергии на рынке, которого имеет место более жесткая конкуренция. Пропорциональные методы – эти методы предполагают распределение общих затрат когенерации, пропорционально себестоимости раздельногоо производства электрической и тепловой энергии, при этом исходят из положения, что экономия затрат в комбинированной схеме, по сравнению с раздельной должна в одинаковой степени относиться к обоим типам энергии, при этом предполагается равенство полезного отпуска электроэнергии и тепла при когенерации и раздельной схеме. Метод конденсационной электростанции – в этом случае ТЭЦ рассматривается как чисто конденсационная электростанция, из общих издержек вычитается стоимость дополнительного оборудования, топлива и рабочей силы, необходимых для отпуска теплоэнергии. Для крупных ТЭЦ эти затраты составляют небольшую часть полных издержек. Получаются, что все выгоды когенерации относятся на производство теплоэнергии; установленно, что для перевода конденсационной установки мощностью 350 МВт в теплофикационную требуются дополнительные КВЛ в размере 13$ на 1 КВт установленной мощностью. Мероприятия выгодные и очень перспективные.

Ценовая политика в целом определяет достаточно много дополнительных вопросов, которые влияют на будущее компании. Оптимальное значение требуемого дохода определяется на основе экономической стратегии энергокомпании и тактики ее поведения на энергорынке. При этом рассматриваются следующие варианты:

1. Ориентация на простое или расширенное воспроизводство ОФ бизнеса

2. Вариант возмещения затрат и формирования прибыли целиком за счет тарифов или с привлечением акционерного капитала и различных займов

3. Варианты стратегии завоевания рынка или сохранения существующих сфер влияния

4. Неоднозначность оценок необходимого дохода энергокомпании формируют множество стратегий ценообразования на этапе определения стоимости обслуживания регионального энергорынка. Например: установление высоких тарифов исходя из полного возмещения затрат на обслуживание развития энергокомпании; применение более низких тарифов из-за привлечения внешних источников.

Рассчитанный доход энергокомпании необходимо распределить по разным группам потребителей, таким образом, что для каждой из них его доля соответствовала реальным издержкам энергоснабжения(включая производство, передачу и распределение), при этом дополнительно может осуществляться дифференциация потребителей на ряд подгрупп, исходя из специфических характеристик(максимальная нагрузка, уровень напряжения, вид электропотребляющего процесса)

Окончательное формирование тарифной системы охватывает ряд процедур – от простого деления необходимого дохода на объем отпуска электроэнергии по группам потребителей до разработки сложных тарифов, которые могут содержать в себе следующие элементы:

1. Ставки учитывающие потребление мощности и потребление энергии(ЭЭ)

2. Составляющие абонентской платы

3. Ставки учитывающие режимы энергопотребления

4. Скидки или надбавки с тарифа за согласованный уровень надежности энергоснабжения и качество электроэнергии

5. Скидки или надбавки с тарифа, учитывающие экологическую ситуацию в зоне потребления.

При сегментации рынка и разработке политике ценообразования следует учитывать характеристики энергосистемы и потребителей. На уровне энергокомпаний большое влияние на ценовую политику оказывают следующие факторы, определяющие структуру издержек производства:

1. Типы генерирующих мощностей и виды топлива

2. Возраст электроэнергетической системы

3. Единичная мощность и количество энергоустановок

4. Темпы роста энергосистемы

5. Затраты связанные с обеспечением пиковой мощности