"Новости Электротехники №6(36)" Тарифно-балансовые решения в электроэнергетикеАльтернативный подход

< Предыдущая ] [ Следующая >

Журнал №6(36) 2005

Новостях ЭлектроТехники» № 5(35) 2005 мы рассказывали о Всероссийском совещании регулирующих органов, на котором затрагивались вопросы утверждения предельных уровней тарифов, платы за технологическое присоединение к электросетям, изменений при реформировании оптового рынка электроэнергии, формирования балансов и пр.
В развитие этой темы Александр Владимирович Школьников предлагает варианты решения некоторых проблем вне общепринятой парадигмы. К примеру, есть устоявшееся мнение: «рост тарифа должен быть сведен к минимуму», однако автор высказывает альтернативное суждение: «рост тарифа – результат перераспределения ресурсов в пользу энергетики, поэтому сдерживание роста тарифа – искусственное субсидирование других отраслей».
Отметим, что данный материал отражает личное мнение автора и может не совпадать с официальной позицией РАО «ЕЭС России» или регулирующих органов.

Тарифно-балансовые решения в электроэнергетикеАльтернативный подход

Александр Школьников, заместитель директора по закупкам ОАО «Смоленскэнергосбыт»

Роль баланса электроэнергии и мощности
На сегодняшний день у баланса энергии и мощности есть две основные функции:

бизнес-функция;
распределительно-регуляторная функция.

Бизнес-функция баланса – это, с одной стороны, обычная маркетинговая функция (любой бизнес требует планирования и прогнозирования объемов производства и реализации производимых товаров и услуг для последующего планирования спроса, цен, определения маркетинговой и инвестиционной стратегии и т.д.).
С другой стороны, эта функция – отражение того факта, что хранение электроэнергии невозможно, поэтому объем производства в каждый момент должен быть равен объему потребления (это формирует специфику энергобаланса: требуется баланс не только количества энергии за период, но и баланс количества производимой и потребляемой мощности в критические – пиковые моменты).
Бизнес-функция самодостаточна, т.е. в ситуации, когда энергетика функционирует не в специальном, а в обычном правовом режиме (цены на энергию и топливо, объемы выработки, направления инвестиций и модернизации определяются путем свободных договоренностей всех сторон или на специализированных аукционах и пр.), баланс будет содержать все необходимые для работы параметры, поскольку участники сами будут заинтересованы в этом.
Распределительно-регуляторная функция привносится извне, законодательно, и отражает требования регуляторов к энергетическому бизнесу. Выражается в том, что баланс формируется с иными параметрами, чем в первом случае. Требуется для регулирования тарифов, нерыночного распределения ресурсов (топливо, пропускная способность), распределения возможностей и обязанностей генераторов. Основная цель перераспределения по отношению к первой функции – не допустить получения одними энергокомпаниями сверхприбыли (в понимании регуляторов) и банкротства других энергокомпаний.
В дальнейшем либерализация энергетики будет способствовать постепенному отмиранию второй функции. С одной стороны, часть фактического баланса будет формироваться в режиме торгов на балансирующем рынке и в режиме свободных двусторонних договоров. С другой стороны, мощные горизонтально-интегрированные компании (ТГК, ОГК, ФСК, МРСК) будут активнее заявлять свои требования регулятору, фактически сводя роль регулятора не к собственно «регулированию», а к оказанию услуг по «расторговке интересов» с учетом внешних законодательно-нормативных ограничений (рост тарифа, недопущение банкротства и сверхприбыли, надежность и т.п.).

Балансовые карты
По мнению автора, на розничном рынке необходимо составление балансовых карт. Их должна составлять сетевая компания и публиковать в открытом доступе для всех потребителей и потенциальных инвесторов.
Балансовая карта – это карта региона или города, на которой:

нанесены основные сети и подстанции, генераторы и крупные потребители;
обозначены территории, где есть свободная мощность для подключения, и указаны: количество свободной мощности (кВт), цена за подключение в зависимости от напряжения подключения или объема мощности (руб./кВт). Цена за подключение на таких территориях включает, как правило, стоимость работ по присоединению, капитальные затраты практически отсутствуют;
обозначены территории, где есть ограниченная свободная мощность для подключения (т.е. необходимы сравнительно небольшие капвложения в реконструкцию, расширение или модернизацию существующих мощностей), и указаны: количество свободной мощности, количество потенциальной свободной мощности, цена за подключение в зависимости от напряжения подключения или объема мощности. Цена включает, как правило, стоимость работ по присоединению и долю капитальных затрат;
обозначены территории, где отсутствует свободная мощность для подключения (т.е. необходимы крупные капвложения в новое строительство или реконструкцию, расширение или модернизацию сетевых мощностей), и указаны: количество потенциальной мощности, которая будет построена, цена за подключение в зависимости от напряжения подключения или объема мощности. Цена включает, как правило, стоимость работ по присоединению и капитальные затраты на новое строительство (возможно, часть капитальных затрат в зависимости от присоединяемой мощности).

Основные принципы расчета тарифа на подключение к сети
Недостаток пропускной способности сети (как правило, распредсети от 35 кВ и ниже), сложившийся в некоторых районах, – наиболее серьезный на сегодняшний день фактор сдерживания развития не только энергетики (новая генерирующая мощность не сможет быть потреблена и останется невостребованной из-за недостатка пропускной способности, особенно в пиковые часы), но и экономики в целом – от промышленности, среднего и малого бизнеса до строительства жилья, торговых и культурных центров.
Плата за подключение к сети должна быть свободной, т.е. формироваться исходя из договорных отношений между сетевой компанией и вновь подключающимся потребителем. Суждения о том, будто цены на подключение взлетят до невозможных величин, не оправданы. Сетевая компания не менее потребителя заинтересована в подключении новых нагрузок, дающих рост выручки.
До недавнего времени подключение потребителя и плата за него не регулировались – энергокомпании и потребитель сходились на одном из нескольких вариантов:

новые трансформаторы (подстанции) устанавливает (строит) потребитель либо потребитель за свой счет строит сеть до ближайшей подстанции (иногда с последующей передачей этого имущества энергокомпании, т.е. вариант разделения издержек: капитальные – на потребителе, эксплуатационные – на сетевой компании);
новое строительство или расширение мощности ведет энергокомпания, издержки частично распределяются в тарифе между всеми потребителями, частично их оплачивает подключаемый потребитель;
все затраты на подключение выставляются подключающемуся потребителю. После высоких тарифов на подключение, установленных «Мосэнерго», плату за подключение решено было регулировать по всей России.

При свободной плате за подключение действуют те же механизмы, что и на любом ином рынке. В некоторых районах Москвы нужно вложить, к примеру, $ 1000 на каждый вновь подключаемый киловатт мощности, а в некоторых сельских районах соседней области, где есть свободные мощности, почти в 100 раз меньше. Т.е. цена за подключение – такой же рыночный индикатор, как плата за аренду или цена земли: взлетела до небес – всё, здесь нет свободного места, ищите другое. Есть и альтернатива (естественный ограничитель платы за подключение): цена установки 1 кВт мощности собственной генерации чуть больше $ 1000 за кВт). Если же плату за подключение вновь подключаемых потребителей размазывать в тарифе для всех, то в итоге все будут платить за желание компании Х втиснуться между Тверской и Ямской, в то время как 15 других малых предприятий за ту же сумму вполне могли бы подключиться на границе Калужской области.
Нерыночное распределение ограниченных средств на подключение способствует коррупции в том органе, который принимает решения о том, кого, где и на какую мощность подключать.

Коммерческие и транзитные потери
Сетевая компания оказывает услуги по передаче энергии и получает за это плату. Количество переданной энергии равно количеству потребленной энергии. Вопрос «потребленной где – на границе балансовой принадлежности или у конечного потребителя?» решается в зависимости от того:

что сетевая компания получила в тарифе и балансе (на доставку «от двери до двери» или нет? – РЭК должен однозначно ответить на этот вопрос);
как заключены договора.

В процессе доставки конечному потребителю возникают:
1. Технологический расход энергии на транспорт (считается по определенной методике – параллельно встает вопрос об ее добровольном признании всеми заинтересованными сторонами).
2. Коммерческие потери. Они должны быть полностью отражены в плановом балансе (чтобы не допустить ошибок в потреблении и соответственно в выработке), но регулятор должен включать в тариф сетевой компании не все коммерческие потери – в лучшем случае за вычетом задания по их снижению. Задание по снижению рассчитывается на основании проведенных мероприятий и эффективности вложений прошлых 2–3 лет. Проект Методики расчета могут сделать межрегиональные сетевые компании (МРСК) – в их интересах получить хоть часть коммерческих потерь. Необходимо отметить еще один момент: благодаря наличию коммерческих потерь сетевая компания несет убыток, но генерирующая имеет дополнительную выработку и соответственно, доход. Исходя из этого аргумента, логично будет включить часть коммерческих потерь в тариф сетевой компании (главное, чтобы ежегодно эта часть уменьшалась) при фиксированном верхнем тарифе и снижаемом тарифе генерации.
Кроме расхода энергии на доставку конечному потребителю, в сети существуют перетоки, вызванные сквозным транспортом в (из) соседние сети. И эти перетоки инициируют третий вид потерь.
3. Транзитные потери.
Кто должен нести издержки от наличия транзитных потерь? Варианты решения проблемы:

Все смежные сетевые компании заключают соглашения о взимании платы за транзитный переток. С правовой точки зрения это логичное решение. Но с балансовой и финансовой точек зрения мы получаем сложную систему взаимных перетоков (развернутые сальдо), взаимных задолженностей на пустом месте. Кроме того, отсутствует простая и разделяемая большинством методика оценки величины транзитных потерь, а также величины самих перетоков, что чревато конфликтами.
Взаимные соглашения заключают смежные Гарантирующие поставщики. Ситуация еще больше осложняется – те же минусы, что и в п. 1. Кроме того, параллельно нужно урегулировать отношения с сетевыми компаниями и независимыми сбытовыми.
Считать, что все транзитные потери уходят в сети ФСК и проблемы нет. Однако если у смежных региональных сетевых компаний (РСК) остаются общие границы балансовой принадлежности, ВЛ 110 кВ, если есть генерация у границы сетевой компании, то фактически часть транзита будет идти и через РСК. Но как рассчитать часть транзитных потерь, остающихся у РСК?
Компенсировать РСК транзитные потери за счет увеличения тарифов на оптовом рынке, вычитая энергосбытам транзитные потери из объема покупки (нынешняя ситуация). Минусы: трудности с расчетами, разногласия между сбытами и РСК по порядку определения величины этих потерь («транзитные по формуле» или «фактически неоплаченные»?), трудности в бухгалтерском отражении этих потерь.
Считать транзитные потери частью общих потерь в сети и включать в тариф за передачу. Почему потребители должны платить за переток чужой энергии? Эта плата сравнительно невелика по сравнению с выгодами, которые приносит наличие транзитного перетока: чем он выше, тем более развита данная и близлежащая сети, тем меньший риск отсутствия достаточной генерирующей и сетевой мощности несут потребители, подключенные к данной сети. Таким образом, потери от транзитного перетока – своеобразная плата за надежность, которую в итоге должен оплатить потребитель данной сети.
Автор склоняется к варианту 5.

Применение двуставочных тарифов
Двуставочный тариф вводится и применяется исходя из следующих соображений.
Гарантия финансирования необходимой мощности. Существует некоторая мощность, содержание которой должно быть профинансировано в любом случае (установленная мощность станций или пропускная способность сетевой компании). Для этого часть потребителей (в основном крупные потребители-двуставочники) платит ставку за мощность, которая дает энергокомпании стабильный гарантированный доход для компенсации затрат на содержание мощности, вне зависимости от уровня полезного отпуска потребителям или от выработки станции. С другой стороны, если на свободном рынке при снижении спроса доходы бизнеса падают и он оказывается перед необходимостью оптимизации затрат или сокращения, то в случае двуставочного тарифа энергопредприятие продолжает получать ту же сумму прибыли и постоянных затрат, прикладывая при этом меньшие усилия. Это серьезно искажает экономические сигналы для предприятия, ведет к безбедному существованию неэффективных производств, не способствует оптимизации бизнес-процессов.
Регуляторная функция: недопущение «сверхприбыли». В случае резкого роста спроса – полезного отпуска сетевой компании или увеличения выработки электростанции, двуставочный тариф препятствует получению сверхприбыли (выручка увеличивается только на величину переменных затрат – топливной составляющей или на величину платы за потери. Однако на розничном рынке увеличение потребления может сопровождаться увеличением мощности и платы за нее).
Уничтожается важнейший рыночный сигнал: там, где требуется дополнительная генерирующая либо сетевая мощность (рост потребления), там отсутствует приток необходимых средств от потребителя. Если спрос и потребление энергии возрастают, цена на нее должна расти. Двуставочный тариф в этом случае скорее способствует снижению средней цены киловатт-часа.
Маркетинговая функция. Двуставочный тариф дает возможность крупным потребителям оптимизировать свой тариф, неся нагрузку более ровным графиком (что минимизирует технологические риски для всей энергосистемы и требует содержания меньшего резерва мощности). Потребители с менее ровным графиком получают более высокий средневзвешенный тариф, что вполне логично: именно такие потребители несут больший риск отклонений и вынуждают платить более дорогую цену на балансирующем рынке и именно для них требуется содержание значительного резерва генерирующей и сетевой мощности. При этом двуставочный тариф создает трансакционные издержки при его применении: усложняются расчеты, требуются новые счетчики, учитывающие мощность.
Впоследствии, с уменьшением регулирования отрасли, роль двух первых регуляторных причин будет минимизирована, что приведет к уменьшению случаев использования двуставочного тарифа. Однако остается маркетинговая функция, поэтому возможны случаи, когда для минимизации рисков и энергокомпании, и потребитель взаимно согласятся применять двуставочный тариф.
Возможны также 3 варианта расчета платы за мощность:

потребитель уплачивает за установленную мощность собственного оборудования;
потребитель уплачивает за фактическую максимальную мощность, потребленную в данном периоде;
потребитель уплачивает за расчетную мощность, согласованную ранее на основании статистики, или, например, за среднюю мощность в пиковые часы (при наличии почасового учета).

В следующем номере журнала автор выскажет свои соображения по особенностям формирования конечного тарифа для потребителей, тарифов для генерирующих, региональных и местных сетевых компаний, опишет основные принципы предлагаемой им методики расчета сетевых тарифов.