Ценообразование в электроэнергетике:в поисках эффективных решений

 

Авторы

Акушская Марина, Начальник департамента сбораи анализа информации НП ГП и ЭСК

Селляхова Ольга, Начальник департамента разработкии сопровождения методологии НП ГП и ЭСК

 

    В феврале прошлого года резко подскочили цены на электроэнергию, затем по итогам анализа причин происходящего и в результате корректировки тарифно-балансовых решений были значительно снижены тарифы на передачу и в некоторых случаях сбытовые надбавки ГП. Сейчас модель ценообразования на рынках электроэнергии претерпевает существенные изменения, имея финальной целью удешевление электроэнергии для потребителей. Но в то же время внесенные в нормативную базу поправки обнажили целый пласт застарелых проблем рынков электроэнергии и поставили перед отраслью ряд новых вопросов.
    Электроэнергия: за что платит потребитель?
    Основные составляющие цены — это стоимость электроэнергии и мощности, приобретаемых у оптовых и розничных производителей, стоимость услуг по передаче электрической энергии, а также сбытовая надбавка гарантирующего поставщика. Рассмотрим каждую из них.
    Если говорить о цене, которая формируется на оптовом рынке, то здесь основная сложность заключается в том, что рычагов давления на цену со стороны спроса практически нет, рыночные механизмы не развиты, и покупатель фактически не влияет на цену. Не развиты и долгосрочные двусторонние отношения между производителями и покупателями электроэнергии и мощности: доля свободных договоров по электро­энергии — около 10% от общего потребления, а по мощности близка к 0. Цена на мощность определяется совокупной стоимостью мощности заранее отобранных производителей, и в случае снижения потребляемой покупателями совокупной мощности ее стоимость для конкретных покупателей не падает, а, напротив, растет.
    Что касается стоимости услуг на передачу электроэнергии, то у экспертов и регуляторов нет единого мнения о ее экономически обоснованном уровне: определение инвестиционных потребностей и первоначальная оценка базы капитала для установления долгосрочных тарифов на основе RAB (Regulatory Asset Base — регулируемая база инвестированного капитала) в настоящее время непрозрачны, отсутствует сравнительный подход к оценке расходов, перекрестное субсидирование в тарифе на услуги по передаче не формализовано и не подлежит количественной оценке.
    Наконец, третья составляющая цены — регулируемая сбытовая надбавка гарантирующего поставщика. В профессиональной среде продолжается острая дискуссия о том, что она не покрывает фактических затрат сбытовых компаний, таких как проценты по кредитам, средства на создание резервов по безнадежным долгам и т.д. И если раньше источником компенсации всех небалансов тарифного регулирования и обслуживания безнадежной задолженности был дополнительный маржинальный доход сбытовых компаний, то с 1 апреля 2012 г. (в результате вступления в силу ряда положений Постановления Правительства РФ № 877) гарантирующие поставщики с большой долей вероятности не смогут закрыть этот разрыв.
    Кроме того, в составе сбытовой надбавки также присутствует дополнительное перекрестное субсидирование между группами потребителей, поскольку нет дифференциации по удельным расходам на обслуживание крупных и мелких потребителей.
    Ценообразование меняется — стоимость снижается?
    Постановление Правительства РФ № 877, подписанное 4 ноября 2011 г., внесло в систему ценообразования значительные изменения. Основные положения этого документа начали действовать с 1 апреля 2012 г., и эту дату можно считать ключевой.
    Среди основных преобразований:

  • отмена дифференциации потребителей по числу часов использования мощности (ЧЧИМ) и формирование для одноставочных потребителей единой цены «остаточным» способом;
  • изменение порядка оплаты мощности двухставочными потребителями на розничном рынке таким образом, что формирование обязательств по оплате мощности происходит в часы максимума потребления гарантирующего поставщика на оптовом рынке (до 1 апреля 2012 г. мощность оплачивалась в соответствии с ее величиной в пиковый час нагрузки каждого из потребителей);
  • отмена оплаты потребителем отклонений от договорных объемов, или так называемых штрафов, за недобор электрической энергии (мощности).
    Ожидают ли эксперты снижения цен на электроэнергию или опасаются ухудшения ситуации? Корректнее сказать, что эффект от введения новых норм будет неоднозначным для потребителей. Стоимостная нагрузка, например, может перераспределиться с тех, кто имеет неравномерный график нагрузки, на потребителей с непрерывным циклом. Кроме того, новые принципы могут нивелировать стимулы для энергосбережения и энергоэффективности.
    Надо отметить, что существует риск высокой волатильности цен на электрическую энергию, поскольку итоговая цена на электроэнергию с учетом мощности для потребителя будет зависеть не столько от его собственных действий, сколько от результатов деятельности прочих потребителей.
    Динамика стоимости для потребителей, оплачивающих электрическую энергию (мощность) по двухставочным ценам, будет связана с тем, что совокупные стратегии потребителей могут привести к смещению часа максимального потребления гарантирующего поставщика.
    Для потребителей, рассчитывающихся за электрическую энергию (мощность) по первой ценовой категории (одноставочники), цена согласно Постановлению № 877 определяется «остаточным способом» — т.е. ими будет оплачиваться остаточная стоимость мощности, купленной гарантирующим поставщиком на оптовом рынке и неоплаченной двухставочными и «зонными» потребителями, а также населением. Понятно, что в этом случае одноставочная цена будет зависеть от того, насколько точно потребители, оплачивающие электрическую энергию (мощность) по двухставочной цене, смогли спрогнозировать часы пикового потребления гарантирующего поставщика и заранее «ушли» из этого часа. Кроме того, существенным фактором для определения одноставочной цены станет использование расчетных величин мощности в отношении населения и для потребителей, оплачивающих электрическую энергию (мощность) по цене, дифференцированной по зонам суток, т.к. эти расчетные величины не соответствуют фактическим объемам потребления мощности различными категориями клиентов в час максимальной нагрузки гарантирующего поставщика, и это также отразится на указанной одноставочной цене.
    Такой порядок ценообразования нивелирует ценность «энергоэффективного поведения» потребителей-двухставочников, лишает их стимулов к энергосбережению и внедрению энергоэффективных технологий, т.к. даже при абсолютно ровном графике двухставочная цена может меняться от месяца к месяцу и быть выше, чем у потребителя с сопоставимым объемом потребления электрической энергии, но более высоким индивидуальным пиком (если данный пик не совпадает с пиком ГП, а в час максимума ГП потребитель с неровным графиком значительно снижает свое потребление).
    У одноставочников с более ровным графиком потребления, которые при расчете конечных цен по ЧЧИМ платили меньше, в ситуации без дифференциации по ЧЧИМ, определенной Постановлением № 877, пропадают ценовые стимулы к выравниванию своего потребления и более рациональному расходованию электроэнергии.
    Чтобы исключить ситуацию, в которой двухставочнику выгоднее покупать мощность на розничном рынке в час максимума ГП, а не на оптовом рынке в час собственного максимума, планируется внесение соответствующих изменений в правила оптового рынка, в соответствии с которыми потребители на опте также будут покупать мощность в час максимума региона. В результате и на оптовом рынке исчезнут стимулы к энергосбережению и снижению собственного максимума.
    При этом стоимость единицы мощности для покупателей на оптовом рынке возрастет, поскольку в итоге уменьшится база потребительской мощности без удешевления совокупной оплачиваемой генерирующей мощности.
    Влияние новой системы ценообразованияна деятельность ГП
    Сбытовая надбавка гарантирующих поставщиков с учетом ежегодных ограничений на повышение регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике не обеспечивает должного количества средств для нормального функционирования: покрываются практически только минимальные затраты на оплату труда персонала, арендную плату, налоги и другие операционные расходы. Наибольший объем недофинансирования существует по статьям расходов, связанным с компенсацией безнадежной дебиторской задолженности и созданием резерва по безнадежным долгам, вложениями в развитие сбытовой инфраструктуры и качество обслуживания, обслуживанием банковских кредитов. По текущим расходам 2011 г. уровень обеспеченности ГП за счет сбытовой надбавки составляет 60—70%, а если учесть необходимость формирования резерва по сомнительным долгам, то и того меньше. Поэтому в большинстве регионов сбытовую надбавку следует увеличить более чем вдвое. При этом существующая методическая основа тарифного регулирования в части сбытовой надбавки не предполагает ее дифференциацию, что особенно актуально в отношениях ГП первого уровня с энергосбытовыми организациями и ГП второго уровня, приобретающими у них электрическую энергию (мощность) на розничном рынке.
    Согласно исследованию фонда «Форсайт», в 2011 г. сбытовая надбавка ГП в России с учетом нетарифных доходов была в 8—10 раз ниже, чем у ритейлера в Великобритании, и втрое меньше, чем в США, хотя стоимость электроэнергии в России приближается к европейскому уровню.
    После исключения нетарифной составляющей общие годовые доходы сбытов будут урезаны примерно вдвое — со 100 млрд руб. до примерно 50 млрд руб. Задолженность потребителей на розничных рынках в течение года колеблется в пределах 100—150 млрд руб. (см. рисунок), а задолженность сбытовых компаний на оптовом рынке в 5—6 раз ниже и аллокирована точечно по нескольким федеральным округам.
    Дополнительные доходы от сальдирования мощности позволяли гарантирующим поставщикам компенсировать мертвую дебиторскую задолженность, а также обслуживать кредиты, которые в условиях увеличения дебиторской задолженности гарантирующие поставщики были вынуждены привлекать для расчетов с сетевыми организациями и производителями электроэнергии на оптовом рынке. Сейчас гарантирующие поставщики с большой долей вероятности не смогут закрыть этот разрыв. Последствием этого может быть рост задолженности на оптовом рынке и за услуги по передаче, что, вероятно, станет проблемой для всех участников рынка электроэнергии.
    Риски есть, и они существенны
    Итак, мы выделили ряд рисков, которые могут привести к удорожанию электроэнергии, росту дебиторской задолженности, снижению финансовой устойчивости гарантирующих поставщиков, а именно:
    нестабильность и непрогнозируемость цены на электроэнергию для предприятий малого и среднего бизнеса, бюджетных потребителей, сельхозпроизводителей (основные категории, рассчитывающиеся по одноставочным тарифам);
    отсутствие связи между действиями конкретного потребителя и тем, как ведут себя цены на электроэнергию и мощность (нет стимулов к сокращению потребления, когда цены достаточно высокие);
    отсутствие своевременных решений по тарифам на передачу и сбытовым надбавкам.
    Где искать выход?
    С учетом изложенного было бы целесообразно отказаться от формирования одноставочной цены на электрическую энергию (мощность) по остаточному принципу, а также предусмотреть минимальные стимулы к энергосбережению и повышению энергоэффективности.
    Необходимо пересмотреть порядок расчета и применения тарифа на передачу как для одноставочных, так и для двухставочных потребителей, поскольку новое определение фактической мощности для розничных потребителей окончательно разошлось с определением сетевой мощности для услуг по передаче.
    Чтобы сохранить финансовую устойчивость гарантирующих поставщиков, необходимо принять ряд мер. Должен быть установлен экономически обоснованный уровень сбытовых надбавок для группы «население» и предельный уровень нормы доходности для ГП в отношении прочих категорий потребителей — т.е., ограничение собственной выручки ГП, которую они могут получить, — как доля необходимой валовой выручки, обеспечивающая покрытие текущих расходов, создание резервов по сомнительным долгам, а также средств на списание безнадежной дебиторской задолженности прошлых лет, если она не была компенсирована сформированным резервом, обеспечение доходности на вложенный капитал при соблюдении контрольных параметров качества обслуживания, в размере не более определенного процента от плановой выручки. При этом дифференциация сбытовой надбавки с учетом реальной стоимости обслуживания различных групп потребителей позволит снять искусственное завышение цен для потребителей ГП.
    Эксперты и участники рынка ожидают, что выход новых правил функционирования розничных рынков электроэнергии и принятие поправок в другие нормативные акты, регулирующие взаимодействие субъектов рынка и способы ценообразования, позволят решить большую часть перечисленных проблем.