Модернизация конкурентного ценообразования на рынках энергии

Рубрика:

Рынок

 

Авторы

Шевкоплясов Павел, Профессор ПЭИПК, д. э. н., действительный член Международной энергетической академии, Академии экономических наук и предпринимательской деятельности, почетный энергетик РФ

Шевкопляс Евгений, Инженер-программист компании «ТБРИКС»

 
    Опыт функционирования переходного оптового рынка электроэнергии и формирования цивилизованных рыночных отношений на базе инноваций между энергопроизводителями и энергопотребителями свидетельствует о настоятельной необходимости модернизации существующей системы и инструментов ценообразования в электроэнергетике.
    Изменение структуры и форм хозяйствования в ЕЭС России на основе написанных без учета требований энергетиков юридических законов под лозунгом создания между множеством «независимых» хозяйствующих субъектов совершенной конкуренции не отменило, да и не могло отменить действия физических законов природы в электроэнергетической отрасли.
    Это породило системную генерацию возрастающего количества технологических проблем и иных негативных явлений на всех этапах формирования и функционирования рынков энергии.
    Для временного снятия проблем в массу нормативных документов ежегодно вносится немало дополнений, поправок, уточнений. Выходят грозные указания руководства страны. Но ситуация не улучшается.
    Наиболее ярко это проявляется при ценообразовании. В течение 2009 и 2010 гг. в электроэнергетике России возникали громкие ценовые скандалы. Основа этих скандалов одна: непрозрачность, абстрактность многоярусного (с посредниками) установления цен на энергию как для генераторов, так и для сетей, и конечных потребителей.
    Поэтому еще бoльшие, тупиковые проблемы возникнут, начиная с 2011 г., с момента полной либерализации торговли электроэнергией.
    Экономику естественномонопольной по своей природе электроэнергетики вечно искажать и обманывать нельзя: она вынуждает и собственников объектов энергопроизводства, и конечных потребителей при повышении эффективности использования топливно-энергетических ресурсов учитывать физические законы. Вся экономика электроэнергетики концентрируется в рыночной цене энергии.
    В ходе очередного передела собственности социально значимой отрасли уже пошел противоположный расчленению процесс организационного объединения отдельных территориально разобщенных энергообъектов в крупные энергетические холдинги (КЭС и др.), но также пока без учета физических законов функционирования электроэнергетики. Это не дает возможности сформировать ресурсосберегающую ценовую конкуренцию.
    Нынешние системы ценообразования блокируют реальные, действенные механизмы энергосбережения, методы эффективного использования топливно-энергетических ресурсов при энергопроизводстве и делают непрозрачными, абстрактными мероприятия по фактическому снижению энергоемкости ВВП.
    Неспособность существующих систем ценообразования определить объективные рыночные цены породила инновацию — ценопринимание, на которое монопсония1 АТС сбрасывает все ценовые и финансовые небалансы виртуального ОРЭ [1, с. 129].
    Множество различных, по образу и подобию финансовых рынков, биржевых методов ценообразования для специфического товара — энергии ничего общего с объективным (на основании баланса спроса-предложения) установлением рыночных цен не имеет.
    Определение «конкурентных» равновесных и средневзвешенных (так называемых индикативных) цен по воображаемой точке пересечения абстрактных ступенчатых и абсолютно неэластичных вертикальных линий функций спроса и предложения на рынках энергии не соответствует истине рыночных экономических отношений в электроэнергетике.
    В теории рыночной экономики электроэнергетики нет и быть не может раздельных пересекающихся линий функций спроса и функций предложения.
    В реальной физической и экономической сущности рынков электрической энергии линии функций рыночного спроса потребителей электроэнергии по всем своим точкам совпадают с линиями функций рыночного предложения производителей энергии.
    Это есть коренное, основополагающее отличие базирующейся на физических законах природы отрасли, аутентичной теории рынков электрической энергии [2], от теорий рынков иных товаров. Их нельзя смешивать или подменять одно другим. Требуется новый подход к ценообразованию.
    Из вышеизложенного следует однозначный вывод о настоятельной, безусловной необходимости модернизации действующих систем ценообразования (с множеством непрозрачных финансово-биржевых методов определения энерготрейдерами объемов и «конкурентных» цен для единственного товара — энергии) и о переходе на теоретически обоснованную, апробированную на практике в реальных условиях РСВ, абсолютно прозрачную, рассчитанную по точным математическим формулам функций спроса-предложения, единую для всех участников методику ценообразования, ясную и понятную для производителей и конечных потребителей энергии.
    В ФЗ «Об электроэнергетике» и ряде других юридических нормативных документов говорится о переходе на втором этапе реформирования к ценообразованию «на основе взаимодействия спроса и предложения».
    Однако точной объективной методики установления рыночных цен на энергию с учетом спроса-предложения нет ни в Минэнерго, ни в Минэкономразвития, ни у ФСТ, ни у ФАС.
    Для реализации этих требований закона нами впервые в мире выведены работоспособные операциональные (по выражению П. Самуэльсона) математические формулы функций спроса на энергию.
    На их основе впервые в мире открыт абсолютно объективный индикатор, полностью учитывающий реальный рыночный спрос конечных потребителей и его функциональную взаимоувязку с объемом выработки электрической и тепловой энергии производителями [2, с. 146]. Это взаимодействие спроса и предложения воплощено в объективной рыночной цене, рассчитываемой по методике оперативного ценообразования на электрическую энергию и тепло — МОЦЭТ [3].
    Физические законы природы электроэнергетики и теплоэнергетики и прежде всего законы неразрывности во времени и в пространстве мгновенного производства, передачи и потребления и невозможности складирования энергии действуют независимо от юридических законов, от воли любого человека. Эти законы необходимо учитывать, на них следует опираться при совершенствовании инструментов рыночных отношений — действительно свободных, прямых двухсторонних договоров (СДД) — на оптовом и региональных рынках и при подаче заявок пары «цена-количество» на сутки вперед (РСВ).
    Инновационная российская система ценообразования МОЦЭТ создает и гарантирует возможность проводить в режиме реального времени расчет объективно справедливой рыночной цены на электрическую и тепловую энергию при их комбинированном производстве для всех типов ТЭС и для ГЭС на основе фактического РДГ и фактического спроса по индикатору рыночного спроса.
    При этом реализуется принцип ценовой конкуренции за конечного потребителя между генераторами по точкам поставки.
    Исходной базой оперативного расчета текущих технико-эконо­ми­ческих показателей произ­вод­ственно-хозяйственной и коммерческой деятельности генерирующих компаний являются данные бизнес-плана согласно прогнозной смете затрат в соответствии с определенным по часам суток Системным оператором прогнозным диспетчерским графиком (ПДГ) или с заключенными на оптовом и региональных рынках прямыми свободными двусторонними договорами с потребителями электрической и тепловой энергии.
    Прогнозному диспетчерскому графику каждого генератора точно соответствуют прогнозные полные издержки, а также рассчитанные по МОЦЭТ прогнозная цена и все технико-экономические и финансовые показатели в соответствии с прогнозным рыночным спросом потребителей.
    В режиме фактической выработки энергии ПДГ становится реальным РДГ каждого агрегата станции. Одновременно РДГ является торговым графиком генератора: продавать по экономически и технологически обоснованным ценам можно только ту энергию, которая действительно произведена и доставлена потребителям.
    Не имеет значения, каким образом сформирован РДГ конкретного генератора: в результате конкурентного отбора заявок производителей или потребителей энергии; раздельно по топливной составляющей с учетом платы за мощность; на основе прямых СДД на региональных или оптовом рынках; с учетом направления потоков энергии и мощности по узлам расчетной модели и фактической пропускной способности линий; путем манипуляций модераторов и энерготрейдеров [4, с. 48]; при формировании поузловых количеств для составления почасовых пар «цена-количество»; при определении равновесных объемов и цен по Приложению 1 к «Регламенту проведения конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед»; по ценопринимающей заявке; оперативным диспетчером станции и т. д.
    Каждый генератор обязан исполнить заданный ему Системным оператором торговый график выработки энергии — РДГ. В соответствии с РДГ генератор несет полные (одновременно постоянные и переменные) почасовые издержки в четком соответствии с технологией производства. При этом полные издержки неразрывны, неразделимы на постоянные и переменные в течение каждого часа по РДГ. Они и формируют фактические почасовые цены выработки энергии.
    Умноженная на оперативный индикатор рыночного спроса конечных потребителей и на коэффициент заданной рентабельности цена производства становится ценой максимума дохода станции по этому агрегату и почасовой ценой продаж энергии.
    Ниже изложены основные положения МОЦЭТ для формирования цены на электроэнергию и определения экономических показателей работы ТЭС на РСВ и по прямым СДД.
    В соответствии с торговым графиком второй ступени согласно конкурентному отбору заявок в темпе реального времени работы генерирующего оборудования в конденсационном режиме на ТЭЦ и ГРЭС рассчитываются почасовые значения цены максимума дохода производителя при покрытии спроса потребителей по формуле [2, с. 146]:
    (1)
    где FCi — почасовые значения постоянных издержек в расчетном периоде (тыс. руб.); Nkраб — почасовая рабочая мощность генератора в конденсационном режиме, достаточная для обеспечения фактического спроса, которая принимает численные значения в пределах от Nт.м до Nуст в соответствии с РДГ (МВт); bуд — удельный расход топлива на выработку электроэнергии, определяемый по нормативным диаграммам режимов и принимающий определенные численные значения в пределах от bуд при Nт.м до bуд при Nуст (г/кВт•ч); Qф, Qт у.т — калорийность фактического и условного топлива (ккал); рт.i — цена фактически сжигаемого топлива (руб./т); ? — расход воды на выработку одного кВт•ч энергии (м3/кВт•ч); рвj — плата за воду (руб./м3); Nт.м — мощность технического минимума (холостого хода) конкретного агрегата (МВт);  — рыночный индикатор спроса потребителей; Re ?1,15 — коэффициент установленной рентабельности.
    В социально значимой электро­энергетической отрасли рыночная цена на энергию в принципе не может быть свободной, «либерализованной», отданной на произвол энерготрейдеров, оторванной от фактических издержек генераторов, образующихся согласно технологии энергопроизводства по РДГ при обеспечении спроса конечных потребителей.
    Величина рыночной цены автоматически, синхронно со спросом, независимо от воли и желания любого человека, однозначно определяется взаимодействием трех факторов:
    1) цены производства энергии конкретными генераторами;
    2) фактического спроса конечных потребителей;
    3) уровня регулируемой государством рентабельности.
    В цене, рассчитанной по формуле (1) в соответствии с технологией производства на основе принципа синергии факторов формирования показателей рыночных отношений, взаимоувязаны в динамике характеристики трех действительных участников рынков энергии: 1) генерирующих компаний (выражение в скобках), 2) конечных потребителей (рыночный индикатор спроса ) и 3) государства (уровень нормируемой рентабельности Re).
    Интересы электросетевых и теплосетевых предприятий учитываются путем установления экономически обоснованной надбавки к цене максимума дохода генерирующей компании или согласно методике цено­образования на основе RAB с использованием нового, вместо условной единицы, показателя электрической мощности сети — Hэл [2, с. 377—389].
    В условиях расчлененной по «видам бизнеса» ЕЭС России задача обеспечения надежности системы электроснабжения во всех элементах производственно-сбытовой цепочки [2, с. 109] должна решаться раздельно в соответствии с функциями отдельных хозяйствующих субъектов и методами ценообразования: в генерации — по МОЦЭТ, в передаче и распределении — по методике RAB, в потребительском секторе — на основе принципа дифференциации региональной цены энергии в виде скидок (надбавок) от филиала МРСК. Согласно физическим законам технологического процесса в ЕЭС необходим учет в цене энергии (в коэффициенте рентабельности) взаимовлияния и взаимной ответственности хозяйствующих субъектов за обеспечение требований и показателей надежности на границе балансовой принадлежности энергообъектов.
    Сбытовые компании вне сетевых предприятий — это, по существу, сторонние собиратели денег на свой расчетный счет за товар, к производству и доставке которого потребителям они не имеют никакого отношения.
    В условиях рыночной экономики при формировании цены максимума дохода производителя энергии индикатор рыночного спроса одновременно определяет точные количественные значения социально и экономически обоснованных пределов доходности энергопроизводства в зависимости от спроса конечных потребителей: если генератор нагружается рабочей мощностью плавно, последовательно проходя базовую, полупиковую и пиковую области РДГ, то цена и доход от продаж энергии плавно, синхронно увеличиваются вслед за почасовым ростом нагрузки, и наоборот — при снижении нагрузки синхронно уменьшаются. Поэтому нет необходимости при ценообразовании по МОЦЭТ специально «ловить» эти области РДГ для расчета цены по зонам графика генерации. В зависимости от вида топлива, нагрузки и типа агрегата рыночный индикатор и, соответственно, границы доходности согласно фактическому спросу по областям РДГ заключены между 1 при Nраб = Nт.м и 1,58 при Nраб = Nуст [2, с. 147].
    С учетом установленного регулирующим органом уровня рентабельности (например 1,14) действительная величина почасовой доходности генерирующей компании достигает объективно обоснованных спросом потребителей и технологией энергопроизводства границ и находится в пределах между 1,14 при Nраб = Nт.м и 1,8 при Nраб = Nуст. Коэффициент почасовой доходности
    kд = Re
    при пиковой нагрузке равен 1,8. Не больше и не меньше.
    При ныне установленном уровне рентабельности в 10% параметры фактической почасовой доходности с учетом динамики реального спроса потребителей находятся в пределах между 1,1 при Nраб = Nт.м и 1,73 при Nраб = Nуст. Чем значительнее спрос потребителей, тем больше рыночный индикатор, тем выше цена, доход и прибыль генерирующей компании.
    Одновременно с расчетом почасовых цен максимума дохода по каждому работающему агрегату в темпе процесса энергопроизводства оперативно определяют почасовые объемы максимума дохода при конденсационном режиме функционирования в соответствии с суточным РДГ. Суммируя их нарастающим итогом, вычисляют суточный доход от продажи энергии ТЭС по формуле:
    (2)
    Суммируя почасовой суточный доход в течение недели, декады, месяца, квартала и т. д., можно вывести совокупный доход за расчетный период по агрегатам и в целом по станции в реальном времени генерации энергии.
    Вычитая из выражения дохода по формуле (2) величину полных издержек производства (выражение в скобках, умноженное на рабочую мощность), получим формулу для оперативного расчета фактической почасовой прибыли за рассматриваемый период при работе оборудования ТЭС в конденсационном режиме:
    (3)
    Далее в реальном времени рассчитываются все необходимые технико-экономические и финансовые показатели для выполнения оперативного и итогового финансово-экономического анализа и управления производственно-коммерческой деятельностью станции в составе генерирующей компании.
    Полный набор математических формул для ценообразования по
    МОЦЭТ выведен для всех типов электростанций и котельных [3].
    Рыночный механизм МОЦЭТ апробирован в реальных условиях функционирования оптового рынка энергии с использованием ныне действующего физического «метода ОРГРЭС» разнесения затрат на ТЭЦ между электроэнергией и теплом. При переходе к разнесению затрат по эксергетическому методу восстанавливается учет в ценообразовании обоих начал технической термодинамики и устраняется перекрестное субсидирование электроэнергии за счет завышения цен на тепло для его потребителей от ТЭЦ. Цены на тепло для потребителей существенно снижаются. Повышается конкурентоспособность как поставок ТЭЦ на рынки тепловой энергии, так и продукции предприятий, использующих тепло в производственных целях.
    Алгоритм формулы (1) програм­мно реализован с использованием Microsoft Excel при подаче заявки на сутки вперед на ОРЭМ [3].
    Ниже представлено описание части программной реализации.
    Рабочий диспетчерский график почасовой выработки электроэнергии теплофикационного блока типа Т-250/300-240 приведен на рисунке 1.
    На рисунке 2 показана динамика изменений фактической величины полных (постоянных и переменных) издержек почасовой выработки энергии в соответствии со спросом потребителей, обеспечиваемым рабочим диспетчерским графиком генератора, отображенным на рисунке 1.
    Извлекая из формулы (2) выражение полных издержек производства (по фактическим данным сметы затрат), получаем фактические значения почасовых цен (рис. 3) в соответствии с рыночным индикатором и с учетом коэффициента рентабельности.
    Выполним с использованием рисунка 3 анализ фактических почасовых цен максимума дохода от продажи электроэнергии, выработанной теплофикационным блоком типа Т-250/300-240, например, 15.05.2008 г. Как свидетельствует график № 2 на этом рисунке, оптимальная цена максимального дохода генератора всегда немного выше цены при техническом минимуме. В часы максимальной нагрузки оптимальная цена значительно превышает соответствующую цену при техническом минимуме. Это объясняется двумя факторами. Во-первых, в часы пиковых нагрузок объем спроса возрастает, и в рамках модели «спрос-предложение» цена продаж также растет. Во-вторых, при увеличении рабочей мощности удельный расход топлива уменьшается, и, соответственно, сокращается переменная часть себестоимости единицы произведенной электроэнергии. Конфигурация графика 2 на рисунке 3 повторяет конфигурацию графика РДГ на рисунке 1. График 3 (рис. 3) отражает фактические почасовые цены второй ступени только на основе топливной составляющей при продаже электроэнергии на РСВ 15.05.2008 г., рассчитанные по действующей методике формирования цен на ОРЭМ. Если к цене, определяемой на базе топливной составляющей, прибавить плату за мощность, то суточный тариф на электроэнергию от этого генератора, сложившийся на оптовом рынке в соответствии с торговым графиком 3, будет неоправданно завышен на 7,3% по сравнению с обоснованной реальной технологией производства ценой максимума дохода согласно графику 2.
    При сопоставлении графика 2 почасовых цен на электроэнергию от одного и того же блока, сформированных в соответствии с РДГ и рыночным индикатором, с графиком 3 (цены состоявшихся продаж на РСВ) четко видно, что график 2 полностью отвечает технологии производства энергии по фактическому РДГ блока и рыночному индикатору, а график 3 почти на 100% противоречит фактическому РДГ блока и не покрывает спрос конечных потребителей.
    Таким образом, очевидно, что действующая система ценообразования оторвана от прогнозного и реального энергобаланса последовательных процессов производства, передачи и распределения энергии. Заданный на основе прогнозного энергобаланса Системным оператором РДГ и фактические почасовые издержки в обоих вариантах ценообразования едины, а цены разные: по графику 2 почасовые цены объективно реальные, а по графику 3 — абстрактные, ложные.
    Из этого факта неизбежно следует вывод: при существующей на ОРЭМ системе ценообразования нет возможности проведения в генерирующих компаниях управляемой и контролируемой политики экономии топливно-энергетических ресурсов и реального снижения энергоемкости ВВП.
    Рассмотрим почасовые значения полученного дохода (рис. 4).
    При увеличении нагрузки в полтора раза (см. рис. 1) доход повышается почти в два раза. Это связано с тем, что, кроме нагрузки генератора и, как следствие, количества проданной электроэнергии, растет и отпускная цена за единицу товара. Кривая дохода повторяет форму кривой нагрузки по РДГ. Основной вклад в общий доход вносит именно объем проданной электроэнергии, достаточный для обеспечения спроса потребителей, а колебания цены (график 2 на рис. 3) хоть и присутствуют, но не столь значительны.
    Наиболее интересной характеристикой данной модели является график прибыли (рис. 5). Именно на примере приведенного графика можно оценить реальный экономический эффект инновационной системы ценообразования МОЦЭТ.
    С нарастанием нагрузки «пики» прибыли гораздо более заметны, чем на рисунке 3. При повышении цены всего на 30% прибыль увеличивается в пять раз. Это связано с основными факторами синергии, усиливающими взаимное воздействие (см. формулу 2) и дающими такой поразительный суммарный эффект.
    Перечислим эти факторы: рост энергоспроса, сокращение постоянных издержек на единицу рабочей мощности, повышение цены и количества продаваемой электроэнергии, снижение удельного расхода топлива, увеличение значения рыночного индикатора спроса и т. д.
    Заметим, что данные результаты позволяют определять оптимальные почасовые цены максимума дохода производителя в зависимости от нагрузки по обеспечению фактического спроса потребителей, рыночного индикатора спроса и коэффициента минимальной рентабельности. Пределы изменения цен, выручки, прибыли автоматически и синхронно с изменениями РДГ регулируются технологией производства и спросом потребителей.
    На рисунке 6 приведена динамика почасовых показателей рентабельности агрегата с учетом значений рыночного индикатора. Этот график дает возможность однозначно констатировать, что эффективность работы генератора полностью зависит от издержек по РДГ, рыночного индикатора спроса потребителей и регулируемой рентабельности.
    При анализе фактических почасовых РДГ генератора, заданных Системным оператором, а также издержек, цены, дохода, прибыли, рентабельности следует однозначный вывод: все указанные технические и экономические показатели полностью соответствуют технологии производства энергии на основе соблюдения физических законов функционирования отрасли, почасовому РДГ работы генерирующего оборудования, рыночному индикатору спроса и установленному уровню рентабельности.
    Это объективно подтверждает истинную сущность, основное содержание и особенности цивилизованных рыночных отношений в рамках свободных договоров в социально значимых секторах экономики — электроэнергетике и теплоэнергетике: рыночная цена на энергию рассчитывается в соответствии с реальными почасовыми издержками генераторов по РДГ согласно рыночному индикатору спроса и регулируемой государством рентабельности.
    При работе электростанций на общероссийском оптовом и региональных розничных рынках по прямым СДД и на РСВ обеспечивается формирование абсолютно прозрачной инновационной системы ценообразования МОЦЭТ на электрическую и тепловую энергию с учетом спроса конечных потребителей.
    Методика расчета цены максимума дохода производителя по обеспечению реального спроса на базе заданного Системным оператором фактического РДГ и рыночного индикатора спроса выгодна и производителям, и потребителям энергии.
    При этом исключается манипулирование ценами на энергию. Резко уменьшается количество нормативной документации.
    МОЦЭТ следует применять с целью контроля необоснованного завышения цен на энергию от электростанций.
    Использование в МОЦЭТ рыночного индикатора спроса во взаимоувязанной синергией системе технологических, экономических и финансовых показателей деятельности генерирующей компании на основе соблюдения физических законов функционирования отрасли и существующей технологии производства электро- и теплоэнергии при заданных СО РДГ или по прямым СДД, стратегически направлено на совершенствование конкурентного ценообразования в границах переходных оптового и розничных рынков. Заключение свободных договоров между фактическими производителями и потребителями энергии, объективно создает прозрачные условия и возможность эффективного расходования топливно-энергетических ресурсов и проведения энергосберегающей политики в бытовом секторе и на каждом предприятии, выполнения государственной задачи снижения к 2020 г. энергоемкости ВВП РФ не менее чем на 40% по сравнению с 2007 г.
    Задача оперативного учета прогнозной и фактической величин спроса конечных потребителей в рыночной цене на энергию однозначно разрешена открытием рыночного индикатора спроса:
    Остается лишь одна проблема: внедрение инновационной системы ценообразования МОЦЭТ в электро­энергетической отрасли России.
    Дело за Минэнерго, Минэкономразвития, ФСТ, ФАС и всем множеством потребителей, ради которых и создана энергетика.
    Таким образом:
    1. В России впервые в мире выведены работоспособные математические формулы и индикатор рыночного спроса конечных потребителей на электрическую и тепловую энергию.
    2. На их основе сформирована абсолютно прозрачная инновационная система конкурентного ценообразования на рынках энергии для всех типов электростанций и котельных — МОЦЭТ (методика оперативного ценообразования на электрическую энергию и тепло).
    3. МОЦЭТ предлагается государственным органам управления энергетикой для законодательного обеспечения модернизации конкурентного ценообразования на рынках энергии, а собственникам генерирующих компаний — для использования ее при заключении прямых СДД и при подаче заявок на РСВ по точкам поставки.
    Литература
    1. Экономика и управление в современной электроэнергетике России: Пособие для менеджеров электроэнергетических компаний / под ред. А.Б. Чубайса. М.: НП «КОНЦ ЕЭС», 2009.
    2. Шевкоплясов П.М. Ценообразование на рынках энергии: Учебное пособие. – 2-е изд., перераб. и доп. СПб.: ПЭИПК, 2008.
    3. Шевкоплясов П.М., Шевкопляс Е.Ю. Ценообразование на рынках энергии на основе свободных договоров: Учебно-практическое пособие. СПб.: ПЭИПК, 2009.
    4. В. Жихарев. Мне нравится понятие «дирижер» // Энерго-инфо. 2010. № 1.