ДИФФЕРЕНЦИРОВАННЫЕ ТАРИФЫ НА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЮ, МЕЖДУНАРОДНАЯ ПРАКТИКА. ТАРИФНАЯ ПОЛИТИКА В УЗБЕКИСТАНЕ

АННОТАЦИЯ

В статье представлена методология построения тарифов и мировая практика их применения. Рассмотрены структура и механизм действующей тарификации электроэнергии в Узбекистане. Освещены методы распределения затрат, компоненты и факторы, влияющие на стоимость поставок электроэнергии, а также возможности и проблемы, которые могут возникнуть при разработке новой политики тарификации в Узбекистане.

ABSTRACT

The article presents the methodology of tariffs and practice of their application in foreign countries. The structure and mechanism of the current electricity tariffication in Uzbekistan are considered. The methods of cost allocation, components and factors affecting the cost of electricity supply, as well as opportunities and problems that may arise in the development of a new tariffication policy in Uzbekistan are highlighted.

Ключевые слова: тарифы, аддитивность тарифов, дифференциации тарифа.

Keywords: tariffs, tariff additivity, tariff differentiation.

В Узбекистане, в условиях перехода к рыночным отношениям и экономических преобразований, меняются взаимоотношения в электроэнергетике. Экономически обоснованные тарифы на энергию способствуют росту отраслей экономики страны.

В настоящее время потребители электроэнергии не участвуют в регулировании режимов потребления, при которых могут возникать нарушения, искажений качество электроэнергии. Правовое регулирование качества электроэнергии при отсутствии стимулирующих тарифов не действует. Крайне важно вернуть стимулирующие тарифы, чтобы побудить потребителей участвовать в режимах потребления и улучшить качество электроэнергии. Излагается новый метод дифференциации базового тарифа, не требующий кардинального изменения действующей системы тарифообразования. [1].

Тарифы, применяемые сегодня, относительно просты. В разных странах используются тарифные системы, отличающиеся принципами формирования и структурной сложностью. При этом в ценообразование периодически вносятся коррективы, адаптирующие его к изменениям форм и организационно-правовой структуры энергетики, внешних условий развития отрасли, интересов потребителей и сдвигов в структуре энергопотребления. Для выявления возможностей и проблем, которые необходимо решить для действующей в Узбекистане системы торфообразования, рассмотрена динамическая тарифная схема [2].

Разработка тарифов на электроэнергию должна решать две основные задачи: сбор денег для оплаты операционных расходов и посылке правильных экологических сигналов потребителям в пользу экономного использования электроэнергии. При решении задач особое внимание уделяется теоретическим принципам регулирования при разработке тарифов. К ним относятся экономическая устойчивость или достаточность доходов, справедливость, экономическая эффективность распределения ресурсов, прозрачность, простота и стабильность используемой методологии, соответствие нормативно-правовой базе тарифов [3].

Проектирование структуры тарифов. Разработку тарифов можно разделить на три основных этапа. Первый – это выбор методов и уровней вознаграждения для каждого вида деятельности (генерация, передача, распределение, сбыт, эксплуатация системы); второй - определение структуры тарифов, применимых к конечным потребителям, и, наконец, распределение допустимых затрат по этой структуре.

Рассмотрим шаги и подходы к разработке хорошего тарифа и достижению разумного баланса между всеми принципами.

Компоненты и факторы, влияющие на стоимость поставок электроэнергии. При разработке тарифа необходимо учитывать три фактора затрат:

• затраты клиента, которые включают операционные и капитальные затраты, связанные с учетом, выставлением счетчиков и обслуживанием сервисных соединений. Затраты на электроэнергию зависят от изменения количества киловатт-часов (кВт*ч) потребления электроэнергии;
• капитальные и эксплуатационные затраты, которые меняются только в зависимости от потребления энергии;
• затраты, связанные со спросом, которые включают капитальные и эксплуатационные затраты на производство и передачу электроэнергии, которые меняются в зависимости от спроса.

Отсюда делается заключение, что сумма, взимаемая с потребителей в результате затрат на передачу и распределение, может состоять из двух компонентов: первый пропорционален количеству поставленной энергии (кВтч), а второй пропорционален максимальной мощности (кВт). используемой в данный период времени.

Цена кВтч делится на стоимость производства электроэнергии, которая соответствует стоимости производства одного кВт/ч электроэнергии, которая может зависеть от типа генерирующей установки, от цены на первичную энергию, от нормы амортизации установки и т.д. [4].

Что касается затрат на передачу и распределение электроэнергии, то эта цена связана с использованием сети, необходимой для доставки электроэнергии от генерирующего объекта к конечному потребителю. Обычно она делится на две составляющие, соответствующие сетям высокого напряжения (передача, импорт и экспорт) и сетям низкого напряжения (распределение). Прежде всего, это тарификация на основе переданной энергии (€/кВтч). Если этот тип тарификации не в наибольшей степени отражает затраты на использование сети, он может служить сигналом для повышения общей энергоэффективности. Другим вариантом является тарификация на основе договорной мощности и максимально используемой мощности €/кВтч). Они также поясняют, что для низковольтных пользователей часто выставляются счета на основе договорной мощности, а не наблюдаемой максимальной мощности.

Наконец, выставление счетов на основе фиксированной плата (€/год или €/месяц). Эти затраты могут быть связаны с вкладом в потери, вкладом в пиковую нагрузку на сеть и затратами на подключение.

Методы распределения затрат. После определения размера допустимого дохода, и до распределения затрат все потребители будут распределены по категориям. Каждая категория потребителей объединяет несколько потребителей с аналогичным профилем нагрузки и ответственностью за расходы. Потребители одной категории должны быть подключены к тому же уровню напряжения, на котором передается и распределяется электроэнергия.

Для расчета перетоков энергии между различными уровнями напряжения необходимо определить модель сети и коэффициенты потерь энергии, вызванных перетоками энергии между различными уровнями напряжения. Распределительные сети строятся с использованием широкого спектра напряжений, стоимость каждого уровня напряжения может быть распределена между участниками, ответственными за соответствующие затраты, которыми обычно являются потребители, подключенные на этом уровне.

Потребители, которые вызывают одинаковые затраты на сеть, определяются и распределяются по группам с учетом различных уровней напряжения, спрос потребителей измеряется как пиковый спрос, средний спрос или договорной спрос, их профили нагрузки на каждом уровне напряжения привязаны к определённому блоку времени по географическим районам. Каждая группа имеет свой тариф. На основе классификации потребителей и определения временных блоков распределяются затраты на генерацию, сеть и обслуживание потребителей. Как правило, коммунальные предприятия несут два основных вида затрат при предоставлении своего пакета услуг. Первый – это постоянные капитальные затраты, связанные с инвестициями. Некоторые из затрат, связанных с постоянными капитальными затратами, включают проценты по долгу, износ, амортизацию и страхование. Вторые — это расходы, связанные с эксплуатацией и обслуживанием тех же объектов. Эти затраты включают в себя такие расходы, как заработная плата и пособия, запасные части, а также затраты, связанные с приобретением, обработкой, подготовкой и транспортировкой энергоресурсов. Основным шагом к распределению затрат является отнесение к каждому произведенному кВт*ч как капитальных, так и эксплуатационных затрат трех сегментов производства электроэнергии: генерации, передачи и распределения [4].

Теоретические методы распределения затрат. Для моделей ценообразования на электроэнергию были предложены различные методы, а распределение статей затрат в структуре тарифов представляет собой очень сложную проблему, для которой не найдено общепринятой методологии. В целом спрос на электроэнергию подвержен значительным ежедневным, еженедельным, ежемесячным и сезонным колебаниям. Чтобы удовлетворить эти меняющиеся потребности, поставщики используют различные типы технологий для удовлетворения спроса, но стоимостные характеристики этих технологий различны, что приводит к разной стоимости услуг в пиковые и непиковые часы поставок. Поэтому цены в пиковые и непиковые часы также различаются. На рисунке 1 изображена цепочка создания стоимости поставок электроэнергии и факторы, определяющие стоимость.

Рисунок 1. Цепочка создания стоимости поставок электроэнергии и факторы, определяющие стоимость

Цены в пиковые и внепиковые часы. Имеется тенденция к применению схемы ценообразования, дифференцированные во времени, чтобы предоставить конечным пользователям стимулы, убеждающие их изменить свою структуру потребления. В непиковые периоды используются только те объекты, которые характеризуются низкими эксплуатационными затратами. В пиковые периоды спрос растет, начинают использоваться мощности, переменные издержки которых выше, как результат растет себестоимость производства электроэнергии. Это означает, что порядок включения электростанций связан с их предельными издержками производства, т.е. низкими предельными издержками в часы непиковой нагрузки и высокими предельными издержками в часы пик, как показано на рисунке 2.

Рисунок 2. Модель пикового ценообразования

где: кривая пикового спроса — Dр, кривая внепикового спроса — Dор, цена в непиковый период — «a», а цена в пиковый период — «(a+b)».

Эта модель предполагает постоянные эксплуатационные затраты «a» (которые представляют собой краткосрочные предельные издержки) и фиксированные затраты «b» (которые, добавленные к эксплуатационным затратам, дают долгосрочные предельные издержки). В период пиковой нагрузки система испытывает давление на мощность, и цена должна учитывать затраты на добавление мощности.

Соответственно, релевантная цена в этот период представляет собой эксплуатационные затраты, дополненные стоимостью мощности (или фиксированной стоимостью). В таком случае простое правило заключается в том, что те потребители, которые подключаются к сети в периоды пиковой нагрузки, должны нести полную ответственность за стоимость мощности и эксплуатационные расходы, в то время как те, кто использует электроэнергию в непиковый период, должны платить только за краткосрочные предельные издержки [4].

Использование коэффициента мощности и пеней за потребление электроэнергии. Коэффициент мощности можно описать как процент от общей полной мощности, который преобразуется в реальную или полезную мощность. Это означает, что коэффициент мощности (PF) представляет собой математическое отношение активной мощности P (кВт или МВт) к полной мощности S (кВА или МВА)

PF = P/S

Реактивная энергия влияет на потери энергии и регулирование напряжения, что является проблемой для удовлетворительной работы системы. Поскольку большая часть реактивной мощности потребляется на объектах пользователей, потребители могут и должны участвовать в контроле этой мощности с целью поддержания уровня напряжения и минимизации потерь в системе. Таким образом, сигналы должны посылаться потребителям в виде конкретной платы. Это метод, используемый для компенсации потерь мощности из-за несоответствия импеданса (комплексное сопротивление между двумя узлами цепи) линии и нагрузки. Если коэффициент мощности значителен, можно принять корректирующие меры, например, увеличив мощность электродвигателей. Коммунальные службы взимают плату, которая компенсирует потребление реактивной мощности в периоды пиковой нагрузки и ее выработку в периоды низкой нагрузки [5].

Обзор структуры тарифов на электроэнергии в Узбекистане. В Узбекистане тарифы на электроэнергию устанавливаться государством, так называемые регулируемые тарифы для государственных предприятий (ОАО "Тепловые электростанции", ОАО "Региональные электрические сети", ОАО "Национальные электрические сети Узбекистана" и ОАО "Узбекгидроэнерго"), или свободные (нерегулируемые) тарифы, например, по договорам купли-продажи электроэнергии (ДПЭ) с частными партнерами по ГЧП.

Согласно Постановлению Кабинета Министров Республики Узбекистан № 310 от 13.04.2019 г. регулируемые тарифы являются нерегулируемыми. регулируемые тарифы основаны на подходе "затраты плюс", который покрывает операционные и инвестиционные затраты [5], т.е:

Тариф на единицу продукции = (Требуемая валовая выручка)/(Расчетный объем производства)

Требуемая валовая выручка (RGR) определяется как:

RGR=OPEX+Depr+ROIC

где,

OPEX - общие годовые операционные расходы,

Depr - годовые амортизационные отчисления,

ROIC - рентабельность инвестированного капитала.

К настоящему времени осознана необходимость реформирования тарифной политики на электроэнергию для обеспечения финансовой жизнеспособности государственных предприятий, привлечения частных инвестиций в производство возобновляемой энергии, а также стимулирования энергоэффективности и энергосбережения среди потребителей. В соответствии с указанным постановлением, была введена новая тарифная методология, основанная на долгосрочных предельных затратах (ДПЗ), которые отражают стоимость поставки дополнительной единицы электроэнергии от наиболее эффективного из имеющихся источников. Постановление также предусматривало постепенное повышение тарифов до 2023 года для достижения уровня LRMC. [8]

В соответствии с Постановлению Кабинета Министров Республики Узбекистан «О дополнительных мерах по внедрению рыночных механизмов в топливно-энергетическую сферу» ПКМ 204 от. 16.04.2024, либерализация цен на энергоресурсы и введение социальных норм на их потребление запланированы с 1 мая 2024 года. При этом тарифы на электроэнергию составляют [6]:

Для привлечения частных инвестиций в производство энергии из возобновляемых источников в Узбекистане была принята законодательная база, позволяющая заключать различные виды соглашений о покупке электроэнергии (power purchase agreement - PPA) между инвесторами и операторами, с одной стороны, и НЭСУ или компанией Power Trade - с другой. Эти соглашения могут быть основаны на льготных тарифах (feed-in tariffs - FITs), аукционах или прямых переговорах. Льготные тарифы (FITs) - это фиксированные тарифы, гарантирующие определенную цену на электроэнергию, произведенную из возобновляемых источников, в течение определенного периода времени. Аукционы - это конкурентные торги, в ходе которых льготные тарифы (FITs) присуждаются участникам, предложившим наименьшую цену. Прямые переговоры - это двусторонние соглашения, которые определяют условия и положения PPA. Узбекистан уже реализовал несколько энергетических проектов с использованием различных видов PPA, некоторые из которых представлены в таблице 1.

Таблица 1.

Информация о тарифах новых проектов в Узбекистане

Новая тарифная политика в области электроэнергетики, а также создание компании Power Trade и принятие различных типов PPA будут способствовать развитию и диверсификации электроэнергетического сектора Узбекистана, а также достижению целей страны по использованию возобновляемых источников энергии.

Выводы и дальнейшие перспективы исследования.  В поисках оптимального при разработке тарифов практика разработка тарифов показывает, что установление единой ставки для всех потребителей нецелесообразно. Оптимальная структура тарифов должна отражать разумный баланс между всеми принципами регулирования [1]. Если рассматривать вопрос о формировании новой тарифной политики в Узбекистане, то при выборе того или иного способа, возможно возникнут проблемы, которые необходимо будет решить для того, чтобы установить справедливые, эффективные и адекватные тарифы на электроэнергию:

• отсутствия точных данных и навыков для проведения исследования нагрузки, которая имеет основополагающее значение для установления тарифов и разработки любого управления спросом;
• недостаток или отсутствие современных счетчиков, способных измерять потребление в течение интервала времени, требуемого выбранным механизмом ценообразования, оказывает огромное влияние на использование изменяющегося во времени ценообразования;
• внедрение ценообразования, изменяющегося во времени, в больших масштабах требует инвестиций в продвинутую систему, которая сможет собирать, хранить, управлять и интегрировать больший объем данных;
• внутренние потребители не имеет дифференциации временных блоков или не имеет счетчика пиковой нагрузки или устройства ограничения максимальной мощности. Это проблема, которая ограничивает большинство регулирующих органов в разработке страны включить в структуру тарифов все переменные выставления счетов для некоторых существующих категорий клиентов.

В статье рассматривались структура тарифов, подходы к распределению затрат, а также компоненты и факторы, влияющие на стоимость поставок электроэнергии. Был проведен обзор структуры и практики тарифов на электроэнергию в Узбекистане, а также выделены проблемы и возможности внедрения новой тарифной политики. [4]

Одной из основных задач при реализации новой тарифной политики на электроэнергию является обеспечение того, чтобы она не оказала негативного влияния на доступность и приемлемость электроэнергии для домохозяйств с низкими доходами и уязвимых групп населения, путем введения адресных мер социальной помощи для компенсации соответствующим потребителям возросших расходов на электроэнергию, таких как тарифные шкалы, определяющие различные тарифы в зависимости от уровня потребления, и предоставление компенсации в случае повышения тарифов на электроэнергию.

Справедливый, эффективный и соответствующий тариф на электроэнергию должен привлекать деньги, необходимые для оплаты затрат на деятельность, посылать правильные экономические сигналы каждому потребителю и обеспечивать справедливую прибыль от инвестиций.

Список литературы:

1. Аллаев К.Р. Современная энергетика и перспективы ее развития. Под общей редакцией академика Салимова А.У. – Т.:«Fan va texnologiyalar nashriyot-matbaa uyi», 2021.952 стр.  
2. Беспалова Ольга. Методы дифференциации тарифов по надежности. Опубликован     20-июня 2023 г. Вестник Вольного экономического общества России, 85 (2), 116-121 Астраханский государственный технический университет https://mpra.ub.uni-muenchen.de/117334/1/Bespalova-2007-Methods%20of%20reliability%20tariffs%20differentiation-RU.pdf.
3. Требинье Д.М. Техническая помощь в разработке руководящих принципов политики для тарифы распределительной сети. Заключительный отчет. Ноябрь 2017 г.  www.energy-community.org .
4. Мбураматаре Д., Гбони У.К., Жан Де Дьё Хакизимана. Разработка тарифов на электроэнергию. Международный журнал экономики энергетики и политика 2022, 12(5), 260-273. ISSN: 2146-4553 доступно на http: www.econjournals.com. Колледж науки и технологий, Африканский центр передового опыта в области энергетики для устойчивого развития, Руандийский университет, Кигали, Руанда. https://www.researchgate.net/publication/363903995_Electricity_Tariff_Design_Theoretical_Concepts_Vs_Practices_Review_of_Tariff_Design_Approaches_in_East_Africa_Case_Studies_of_Rwanda_Kenya_Uganda_and_Tanzania.
5. Постановление Кабинета Министров Республики Узбекистан, от 13.04.2019 г. № 310  «О мерах по дальнейшему совершенствованию тарифной политики в электроэнергетической отрасли».
6. Постановление Кабинета Министров Республики Узбекистан, от 16.04.20124 г. ПКМ 204 «О дополнительных мерах по внедрению рыночных механизмов в топливно-энергетическую сферу».
7. Постановление    Кабинета Министров Республики Узбекистан, от 04.10.2024 г. № ПП-4477 Об утверждении стратегии по переходу Республики Узбекистан на «Зеленую» экономику на период 2019-2030 годов.