Факторы, влияющие на стратегию ценообразования в энергокомпаниях

К таким основным факторам следует отнести:

  • – эластичность спроса по цене на электроэнергию;
  • – систему учета затрат;
  • – государственное регулирование цен (тарифов).

Эластичность спроса по цене на электроэнергию. Обычно выделяют эластичность замены, эластичность спроса по цене и эластичность по доходу. Эластичность – мера оценки изменения одной переменной при изменении другой переменной, т.е. вид измерения чувствительности.

Эластичность замены – процентное изменение объема продаж одного товара при изменение цены на другой товар, при этом товары взаимозаменяемы. Замена электроэнергии другим товаром (газом) возможна только в очень ограниченном количестве производственных процессов (низко- и среднетемпературных). В основном заменить электроэнергию нечем.

Эластичность спроса по цене – это процентное изменение объема продаж при изменении цены рассматриваемого товара на 1%. Собственная эластичность спроса по цене обычно отрицательная: когда цена растет, спрос падает. Спрос считается эластичным, если собственная эластичность спроса больше

1. Это означает, что относительное изменение спроса больше относительного изменения цены. В электроэнергетике обычно очень низкая эластичность спроса по цене.

Эластичность по доходу – процентное изменение спроса на товар при условии, что доходы меняются на 1%; обычно положительная: при увеличении доходов, потребление товара (в том числе электроэнергии) растет.

По результатам исследований за рубежом:

  • 1. Эластичность спроса по цене (тарифу) на электроэнергию в промышленности большинства стран очень низкая.
  • 2. Эластичность спроса по цене (тарифу) на электроэнергию в быту еще менее чувствительна к изменениям, чем в промышленности.

Следовательно, несмотря на рост тарифов на электроэнергию, спрос на нее практически не падает. Эти выводы обусловили необходимость государственного регулирования тарифов на электроэнергию (особенно применительно к тарифам для бытовых потребителей) почти во всех странах мира.

В России исследования эластичности спроса по цене на электроэнергию показали, что наиболее чувствительными к повышению тарифов являются население и крупные промышленные потребители, далее – мелкие непромышленные и непроизводственные организации, железнодорожный транспорт, аграрный сектор.

Если первая реакция потребителей на повышение тарифов – сокращение потребления, то вторая – рост неплатежей. Угроза отключения потребителей – фактор весьма значимый для динамики задолженности.

Основными факторами, определяющими уровень эластичности спроса по цене на электроэнергию в промышленности, являются: энергоемкость продукции, наличие конкурентных рынков конечных товаров и услуг, влияние государственного регулирования в отрасли (табл. 8.2).

Таблица 8.2. Эластичность спроса по цене на электроэнергию

Отрасль экономики

Уровень эластичности спроса по цене на электроэнергию

Промышленность (без электроэнергетики)

средний

Добывающая промышленность

низкий

Черная металлургия

высокий

Цветная металлургия

высокий

Химия и нефтехимия

средний

Машиностроение

низкий

Стройматериалы

средний

Легкая промышленность

низкий

Пищевая промышленность

низкий

Сельское хозяйство

низкий

Строительство

низкий

Транспорт

низкий

Система учета затрат. В мировой практике приняты три подхода к учету затрат:

1. Учет удельных суммарных затрат предполагает, что при формировании цен на электроэнергию учитываются удельные суммарные затраты энергоснабжающей компании за весь период эксплуатации – АТСИ (Average Total Costs of Utility). При этом цены рассчитываются исходя из того, что выручка (т.е. финансовые поступления от продажи энергии за весь период эксплуатации энергокомпании) должна быть достаточна для покрытия всех издержек в течение этих лет и для образования определенной прибыли. Среднегодовая выручка производства включает эксплуатационную (зарплату, затраты на техническое обслуживание и ремонт) и топливную составляющие, а также составляющие, которые обеспечивают возврат капитала и выплату дохода на вложенный капитал.

Основным недостатком этого подхода является то, что он направлен на окупаемость уже затраченных средств и не учитывает потребность компании в финансовых средствах для покрытия будущего спроса на энергию. На учете АТСИ основываются системы дифференциации цен по видам продукции (одноставочный и двуставочные тарифы на электроэнергию и мощность) и группам потребителей (промышленные потребители – базовые, коммунальные потребители, население, прочие).

2. Учет долгосрочных или краткосрочных предельных затрат предполагает, что ценообразование в энергетике будет основано на учете предельных (маржинальных) затрат.

Различают краткосрочные предельные затраты и долгосрочные предельные затраты.

Подход, основанный на расчете краткосрочных предельных затрат – SRMC (Short Run Marginal Costs) – предполагает расчет цен, исходя из совокупности затрат, необходимых для увеличения подачи электроэнергии потребителям на 1 кВт•ч в пределах существующих мощностей компании, пропускной способности ЛЭП и систем энергораспределения. Этот подход позволяет учесть в цене дополнительные затраты, необходимые для удовлетворения единичного прироста спроса на электроэнергию. Очевидно, что такими затратами являются дополнительные переменные, в первую очередь топливные, затраты. Подход, основанный на расчете долгосрочных предельных затрат – LRMC (Long Run Marginal Costs) – предполагает расчет цен, исходя из учета всех дополнительных затрат (в том числе на сооружение и ввод в эксплуатацию новых энергогенерирующих и передающих мощностей) в долгосрочной перспективе, требуемых для удовлетворения прогнозируемого прироста спроса на энергию. На учете SRMC и LRMC основываются системы дифференциации цен по времени и сезонам потребления энергии, а также условиям капитальных вложений.

3. "Рыночное ценообразование" основывается на разделении затрат по стадиям энергетического производства (цена на производство электроэнергии, тарифы на передачу, сбытовая надбавка). Цена на производство электроэнергии устанавливается на основе предельной стоимости энергии на бирже или в объединении (т.е. по стоимости электроэнергии с наиболее дорогой электростанции, замыкающей график нагрузки энергообъединения). Конкуренты вынуждают энергокомпании думать о снижении затрат, если они хотят участвовать в покрытии графика нагрузки. Для получения реального эффекта от "рыночного ценообразования" необходимо увеличить число участников биржи (энергообъединения), т.е. провести существенную демонополизацию электроэнергетического сектора.

Государственное регулирование цен. Базовыми принципами государственного регулирования цен (тарифов) на электроэнергию в России следует считать (согласно Федеральному закону от 26.03.2003 № 35-Φ3 "Об электроэнергетике" с изменениями и дополнениями):

  • – определение экономической обоснованности планируемых (расчетных) затрат и прибыли при расчете и утверждении цен (тарифов);
  • – учет в тарифе для конечного потребителя затрат коммерческих организаций, занятых производством, передачей и сбытом электрической энергии;
  • – учет в ценах (тарифах) результатов деятельности организаций, осуществляющих регулируемые виды деятельности, за период действия ранее утвержденных цен (тарифов);
  • – учет соблюдения требований законодательства об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности;
  • – обеспечение открытости и доступности для потребителей процесса тарифного регулирования.

В соответствии с положениями Постановления Правительства РФ от 29.12.2011 № 1178 "О ценообразовании в области регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике" предлагается следующая система тарифов:

  • 1) регулируемые цены (тарифы) и (или) их предельные (минимальные и (или) максимальные) уровни на оптовом рынке:
    • – цены (тарифы) на поставляемую в условиях ограничения или отсутствия конкуренции электрическую энергию;
    • – цены (тарифы) на электрическую энергию (мощность), поставляемую в ценовых зонах оптового рынка в рамках РД;
    • – надбавка, прибавляемая к равновесной цене оптового рынка для определения цены электрической энергии для возобновляемых источников энергии генерирующих объектов;
    • – надбавка к цене на мощность и (или) к равновесной цене на электрическую энергию, в целях частичной компенсации стоимости мощности и (или) электрической энергии для генерирующего оборудования, которое расположено на территориях субъектов Российской Федерации, не имеющих административных границ с другими субъектами Российской Федерации и не относящихся к территориям островов;
    • – цены (тарифы) на электрическую энергию (мощность), продаваемую и приобретаемую на оптовом рынке в целях технологического обеспечения совместной работы Единой энергетической системы России и электроэнергетических систем иностранных государств (до 1 января 2014 г.);
    • – цены (тарифы) и (или) предельные (минимальный и (или) максимальный) уровни цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность) в неценовых зонах оптового рынка;
  • 2) регулируемые цены (тарифы) и предельные (минимальный и (или) максимальный) уровни цен на электрическую энергию (мощность) на розничных рынках:
    • – цены (тарифы) на электрическую энергию при введении государственного регулирования в чрезвычайных ситуациях;
    • – цены (тарифы) и предельные (минимальный и (или) максимальный) уровни цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность), поставляемую населению и приравненным к нему категориям потребителей;
    • – цены (тарифы) и предельные (минимальный и (или) максимальный) уровни цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность), поставляемую покупателям на розничных рынках на территориях, не объединенных в ценовые зоны оптового рынка;
    • – сбытовые надбавки гарантирующих поставщиков;
    • – цены (тарифы) или предельные (минимальный и (или) максимальный) уровни цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность), произведенную на возобновляемых источниках энергии генерирующих объектов и приобретаемую в целях компенсации потерь в электрических сетях;
  • 3) регулируемые цены (тарифы), предельные (минимальные и (или) максимальные) уровни цен (тарифов) на услуги, оказываемые на оптовом и розничном рынках электрической энергии (мощности):
    • – цены (тарифы) на услуги по обеспечению системной надежности и по обеспечению вывода ЕЭС России из аварийных ситуаций;
    • – цены (тарифы) на услуги коммерческого оператора;
    • – цены (тарифы) на услуги по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике в части управления технологическими режимами работы объектов электроэнергетики и энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, обеспечения функционирования технологической инфраструктуры оптового и розничных рынков;
    • – предельные (минимальный и (или) максимальный) уровни цен (тарифов) на услуги по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике в части организации отбора исполнителей и оплаты услуг по обеспечению системной надежности, услуг по обеспечению вывода ЕЭС России из аварийных ситуаций, услуг по формированию технологического резерва мощностей;
    • – цены (тарифы) на услуги по передаче электрической энергии по ЕНЭС;
    • – предельные (минимальный и (или) максимальный) уровни цен (тарифов) на услуги по передаче электрической энергии по электрическим сетям, принадлежащим на праве собственности или на ином законном основании территориальным сетевым организациям;
    • – цены (тарифы) на услуги по передаче электрической энергии по электрическим сетям, принадлежащим на праве собственности или на ином законном основании территориальным сетевым организациям:
      • а) единый (котловой) тариф;
      • б) тариф взаиморасчетов между двумя сетевыми организациями;
    • – цены (тарифы) на услуги по передаче электрической энергии для сетевых организаций, созданных на базе сетевых хозяйств промышленных предприятий и иных организаций и оказывающих эти услуги данным организациям.

Государственному регулированию подлежат плата за технологическое присоединение к ЕНЭС, к электрическим сетям территориальных сетевых организаций и (или) стандартизированные тарифные ставки, определяющие ее величину.

Кроме того, по Федеральному закону от 27.07.2010 № 190-ФЗ "О теплоснабжении" государственному регулированию подлежат все тарифы на производство и передачу тепла и теплоносителя.

Регулирование тарифов на электро- и теплоэнергию, а также сопутствующие услуги, осуществляется следующими методами:

  • – методом экономически обоснованных расходов (затрат);
  • – методом индексации тарифов;
  • – методом сравнения аналогов;
  • – методом доходности инвестированного капитала;
  • – методом долгосрочной индексации необходимой валовой выручки.

Каналы распределения товаров (электроэнергии и мощности)

Характеристика механизмов оптового и розничных рынков электроэнергии и мощности приведена в гл. 6. Каждая энергокомпания должна определить объемы продаж с учетом представленных механизмов.

Формирование стратегии продвижения товара или услуг (энергокомпании) на рынок

Продвижение товара к потребителю подразумевает установление эффективных контактов с уже имеющимися или потенциальными потребителями.

Основной целью этих контактов является создание у потребителя благоприятного представления (имиджа) о компании и ее товарах.

Самым популярным способом продвижения товара на рынок является реклама.

При организации рекламной компании необходимо решить следующие вопросы:

  • • сколько выделяется на рекламу средств (в процентах от выручки, фиксированная величина, на уровне прошлого года);
  • • как и какие средства массовой информации используются в рекламной деятельности (рейтинг СМИ, время, продолжительность, частота (не менее 3 раз в месяц), место в газете (первая полоса или в середине издания, вся полоса- или несколько строк, но не менее 1/64 страницы);
  • • как оценивают потребители качество рекламных сообщений;
  • • какими основаниями пользуются работники отдела рекламы для выбора средств ее распространения;
  • • есть ли связь между активизацией рекламной деятельности и изменениями в объеме продаж, курсе акций.

В результате проведенных исследований необходимо определить по каждому товару вид рекламы, текст рекламного сообщения, время и место размещения рекламы, средства, выделяемые на рекламу.

 
< Пред   СОДЕРЖАНИЕ     След >