«На розничную цену влияют не только факторы производственного характера, но и изменение правил и методов ценообразования»

 

Автор

Золотова Ирина, Заместитель директора по ценообразованию и экономике в электроэнергетике Агентства по прогнозированию балансов в электроэнергетике

 

    Стоимость электроэнергии для конечных потребителей формируется на основании четырех составляющих — генерация, сети (услуги за передачу электроэнергии), отраслевая инфраструктура (услуги системного и коммерческого операторов рынка) и сбыт. На рис. 1. представлена структура розничной цены на электроэнергию в целом по Российской Федерации.
    Изменения каждой составляющей тарифа в совокупности отражаются на розничной цене электроэнергии. Поскольку доли составляющих различны, то и степень их влияния на стоимость электроэнергии неодинакова. Исходя из данной структуры цены, можно оценить вклад каждой составляющей в общеее повышение цен на электроэнергию для конечных потребителей. Так, с ростом цен оптового рынка на 10% розничные цены поднимутся на 6%, увеличение сетевой составляющей (ФСК и РСК) на 10% приведет к дополнительному удорожанию электроэнергии для конечных потребителей на 3%.
    В связи с тем что в разных регионах РФ структура цены на электро­энергию может быть разной и отличаться от представленной в целом по стране, удельный вес составляющих и их влияние на розничную цену могут быть разниться. Так, сетевая составляющая й в разных регионах варьируется от 27 до 35%, доля оптовой генерации — от 58 до 66%.
    Рассмотрим основные факторы, влияющие на изменение составляющих розничной цены1.
    В формировании розничной цены большую роль играет стоимость электроэнергии и мощности на оптовом рынке, транслируемая в розницу.
    Наиболее очевидным фактором изменения цен на электрическую энергию на оптовом рынке в условиях маржинального ценообразования (при котором равновесная цена для потребителей определяется по стоимости самой дорогой генерации, востребованой рынком) является колебание цен на топливо. Кроме того, цены рынка «на сутки вперед» зависят от выбора состава включенного оборудования, ремонтной кампании, климатических условий и др. Так, похолодание в феврале 2011 г. и ограничения на потребление газа, введенные на территории Европейской части России и Урала, привели к необходимости перехода ряда электростанций на резервные (более дорогие) виды топлива, вследствие чего стоимость электроэнергии на оптовом рынке значительно возросла. В феврале 2011 г. цена на электроэнергию в Европейской части России и Урала поднялась в среднем на 18,5% по сравнению с уровнем прошлого месяца, хотя, по оценкам ЗАО «АПБЭ», она должна была увеличиться не более чем на 6,5%. Другим важным фактором ценообразования является стоимость мощности. Доля затрат на оплату мощности в общем объеме затрат на единицу электроэнергии (на оптовом рынке) составляет для различных энергосбытовых организаций от 22 до 60%, а в среднем по рынку — 32%. В 2010 г. по энергосбытовым компаниям эта величина колебалась от 25 до 75%, а в среднем по рынку была равна 42%. Такое изменение доли стоимости мощности в общем объеме затрат на единицу электроэнергии связано с введением с 2011 г. новых правил формирования цен на мощность.
    Стоимость мощности, покупаемой энергосбытовыми организациями на оптовом рынке, зависит от: 1) цены заключенных с поставщиками (генерирующими компаниями) свободных двусторонних договоров купли-продажи электрической энергии и мощности, 2) цены, определенной по результатам конкурентного отбора мощности (КОМ), 3) цены «вынужденной» генерации (объекты, мощность которых не отобрана на КОМ и в отношении которых в установленном порядке не получено разрешение о выводе из эксплуатации) и 4) цены по договорам о предоставлении мощности (ДПМ).
    Покупателям выгодно заключать двусторонние договоры с теми генераторами, тариф на мощность которых ниже средневзвешенной цены всех производителей электро­энергии. Такие договоры, как правило, предусматривают более высокие цены, чем у данного генератора, но они ниже средневзвешенной цены всех генераторов. Это приводит к росту суммарной стоимости мощности в целом по рынку. Однако с точки зрения экономики отдельных энергосбытовых компаний (крупных потребителей) это логично, т.к. они пытаются минимизировать затраты на мощность. Таким образом, изменение составляющих розничной цены зависит не только от производственных и макроэкономических показателей, но и от правил и методов ценообразования в электроэнергетической отрасли.
    Одним из основных факторов, влияющих на удельную стоимость электроэнергии, является снижение электропотребления и, как следствие, распределение фиксированных обязательств по оплате мощности на меньший объем потребления.
    Сбытовые компании (потребители), помимо покупки электрической энергии, обязаны оплачивать мощность электростанций в объеме, который определяется по результатам конкурентного отбора, проводимого Системным оператором в году, предшествующем году поставки. Суммарный объем оплачиваемой мощности и цены на нее не зависят от величины планового или фактического электропотребления, рассчитываются исходя из ожидаемого годового максимума нагрузки и не корректируются в случае отклонения показателей фактического годового максимума нагрузки от плановых значений. При снижении потребления средневзвешенные нерегулируемые цены на электроэнергию с учетом мощности увеличиваются, т.к. обязательства по оплате мощности остаются неизменными и распределяются на меньший объем потребления. При этом неравномерность снижения потребления электрической энергии (мощности) в отдельных регионах по сравнению со средним по ценовой зоне приводит к разному уровню роста цены на мощность в различных регионах.
    Еще одна важная составляющая розничной цены на электроэнергию — стоимость услуг на передачу электроэнергии (стоимость услуг инфраструктурных организаций и сбытовая надбавка не оказывают существенного влияния на изменение розничных цен для конечных потребителей).
    С 2009 г. начался переход распределительных сетевых компаний на регулирование тарифов на передачу электрической энергии методом доходности на вложенный капитал (RAB). В 2011 г. на RAB перешло порядка 80% РСК. Рост стоимости услуг по передаче электроэнергии в целом по РФ в 2009 г. составил 127%, в 2010 г. — 116%, а в 2011 г. — 126%2.
    Рост тарифа на передачу при переходе на RAB-регулирование обу­словлен необходимостью проведения рыночной оценки капитала. Компании давно не переоценивали свои фонды, и в результате этой оценки возврат капитала (то, что раньше учитывалось как амортизация) увеличился, в некоторых случаях вдвое и больше. Кроме того, на рост цены повлияла норма доходности на инвестируемый капитал (установленная для действующего капитала на первый год в размере 6%, на второй — 9%, на последующие годы, а также на новый инвестируемый капитал — 11%). Очевидно, что новый подход к определению прибыли сетевых компаний, основанный на утверждении рыночной нормы доходности на оцененный капитал по рыночной стоимости, приводит к росту цен. Это другой пример того, как правила цено­образования влияют на уровень цен в электроэнергетике.
    Еще один фактор, от которого зависит уровень цен в электро­энергетике, — высокая степень износа (порядка 60%) основного энергетического оборудования. С одной стороны, эксплуатация старого неэффективного оборудования обходится недешево и ведет к удорожанию электроэнергии, но отказаться от его обслуживания (без адекватного синхронного обновления) нельзя, т.к. это сразу же скажется на надежности энергосистемы. С другой стороны, модернизация основных фондов требует соответствующих капитальных затрат, что неизбежно влечет за собой повышение цен. Иными словами, следует решить, что эффективнее — нести высокие текущие переменные издержки или инвестировать средства сейчас и минимизировать переменные издержки в перспективе.
    Что будет влиять на цену? При определении основного тренда изменения цены на электроэнергию приходится отвечать на следующие (неоднозначные) вопросы: какова будет государственная политика ценообразования в газовой отрасли, заработает ли конкурсный механизм инвестиционных проектов в электроэнергетике, который должен способствовать снижению удельных капитальных затрат на строительство, как будет действовать механизм энергосбережения?
    Важным является и то, какими будут условия формирования цен в электроэнергетике, диктуемые, кроме указанных выше факторов, с одной стороны, правилами оптового рынка, с другой — системой государственного регулирования. То и другое может подвергнуться значительным изменениям. Например, согласно Федеральному закону «Об электроэнергетике», прямое ценовое регулирование с 2011 г. должно быть заменено регулированием путем установления правил, методологий и нормативов. Движение в этом направлении только началось.
    Опубликованный в сентябре текущего года прогноз Минэкономразвития России по темпам роста цен на электроэнергию в 2011—2014 гг. существенно отличается от прогнозных ориентиров 2010 — начала 2011 гг. Особенно характерно снижение ожидаемых темпов роста цен на электроэнергию в 2012 г. (рис. 2).
    В то же время в соответствии с одобренными правительством ДПМ максимальный объем вводов новых мощностей приходится на 2011—2014 гг. (88% от общего объема вводов ДПМ за 2011—2017 гг.). Концентрация вводов новых мощностей неизбежно ведет к существенному росту цен оптового рынка электроэнергии и мощности в данный период, поскольку на рынок начинает поступать более дорогая электро­энергия. Причем в 2012 г. должны проявиться ценовые последствия от наибольших за период вводов по ДПМ.
    Завершающим годом перехода сетевых компаний на регулирование тарифов на услуги по передаче электрической энергии на основе долгосрочных параметров, в том числе с применением метода доходности инвестированного капитала (RAB), должен был стать именно 2012-й. Некоторое повышение цен на сетевые услуги учитывалось предыдущими прогнозами. Теперь в связи с новыми ценовыми параметрами следует ожидать пересмотра бизнес-планов сетевыми компаниями и изменений их инвестиционных программ.
    Таким образом, новый прогноз Минэкономразвития России существенно ограничивает ранее сформировавшиеся тенденции в динамике стоимостных составляющих в генерации и сетевом комплексе. Это хорошо видно на рис. 2, где на линиях цен и инфляции 2012 г. является точкой значительного отличия от тренда. По оценкам ЗАО «АПБЭ», рост на 2012 г. должен был быть не менее 115%, в действующем прогнозе МЭР РФ — 107,5%.
    Такие изменения прогноза могут говорить о том, что при его формировании были приняты во внимание и сыграли большую роль факторы краткосрочного действия. При сравнении линий графика видно, что новый прогноз, за исключением 2012 г., мало отличается от предыдущего, а в 2014 г. явно его превосходит.
    Таким образом, сейчас мы находимся в ситуации, когда все основные базисные точки, на которых, собственно, и строится краткосрочный прогноз (правила функционирования оптового и розничных рынков электроэнергии, методики, принципы и параметры формирования цен, цены внутреннего рынка на газ и прочие факторы), неустойчивы и могут изменяться. При этом, исходя из долговременных тенденций, последний прогноз Минэкономразвития России лишь отклоняет ближайший 2012 г. от линии трехлетнего тренда. За его пределами параметры долгосрочного прогноза цен в электроэнергетике должны будут учитывать указанные выше составляющие стоимости. Например, то, что рост цен на топливо будет опережать инфляцию, а на обновление изношенных основных фондов будут направлены инвестициии.