CC BY
40
РЕГИОНАЛЬНАЯ И ОТРАСЛЕВАЯ
ЭКОНОМИКА
УДК 620.9:338.516.4
ОЦЕНКА ВЛИЯНИЯ ТАРИФНОГО РЕГУЛИРОВАНИЯ НА УСТОЙЧИВОЕ ФУНКЦИОНИРОВАНИЕ ИРАЗВИТИЕ ЭНЕРГОКОМПАНИЙ РФ
Колибаба В.И., Тарасова A.C.
Ивановский государственный энергетический университет, г. Иваново, Россия
tarasova-as@mail. г и
Резюме: АКТУАЛЬНОСТЬ. Устойчивое функционирование и развитие энергокомпаний России - это важное направление обеспечения технологического суверенитета государства. Государственная тарифная политика влияет на функционирование и развитие отечественных предприятий электроэнергетического сектора. Тариф на электроэнергию для конечного потребителя включает регулируемую и нерегулируемую составляющие, что влияет на устойчивое поступление выручки от продаж генерирующих, сетевых и сбытовых энергокомпаний. ЦЕЛЬ. Актуальность работы обусловлена необходимостью изучения темпов устойчивого развития современных энергокомпаний в условиях сохранения баланса интересов генерирующих, сетевых и сбытовых энергетических предприятий. Исследование направлено на оценку структуры тарифа на электроэнергию для конечных потребителей с точки зрения реализуемой государственной политики тарифного регулирования и их влияния на устойчивость функционирования и развития энергокомпаний РФ. МЕТОДЫ. Рассмотрены методы государственного регулирования в электроэнергетике, а также методы регулирования тарифов в отрасли. РЕЗУЛЬТАТЫ. Проанализирована структура тарифа на основе экономических данных всех гарантирующих поставщиков России. Представлены диапазоны значений составляющих тарифа на электроэнергию по генерирующим, сетевым и сбытовым энергокомпаниям. Выявлены тенденции по динамике отпускного и сетевого тарифа в зависимости от классов напряжения. Сделан вывод о сохранении устойчивости энергокомпаний России вне зависимости от применяемого государственного тарифного регулирования и повышении рисков неплатежеспособности для промышленных потребителей ввиду возможного завышения необходимой валовой выручки энергопредприятий в ряде регионов России. ЗАКЛЮЧЕНИЕ. Дробление тарифа на электроэнергию вследствие проведенных преобразований в электроэнергетической отрасли обусловливает конфликт интересов между различными субъектами конкурентного рынка электроэнергии и мощности России, что в перспективе может создать проблемы устойчивого функционирования и развития энергокомпаний.
Ключевые слова: генерирующие энергокомпании; структура тарифа; оптовый рынок электроэнергии и мощности; устойчивое развитие; электроэнергетика; сбытовая надбавка.
Для цитирования: Колибаба В.И., Тарасова A.C. Оценка влияния тарифного регулирования на устойчивое функционирование и развитие энергокомпаний РФ // Вестник Казанского государственного энергетического университета. 2023. Т. 15. №1 (57). С. 152-172.
ASSESSMENT OF THE TARIFF REGULATION IMPACT ON THE SUSTAINABLE FUNCTIONING AND DEVELOPMENT OF ENERGY COMPANIES OF THE RUSSIAN
FEDERATION
VI. Kolibaba, AS. Tarasova
Ivanovo State Power Engineering University, Ivanovo, Russia
tarasova-as&maü. ru
Abstract: RELEVANCE. The sustainable development of Russian energy companies is an important direction in ensuring the technological sovereignty of our country. The state tariff policy affects the functioning and development of domestic enterprises in the electric power sector. The electricity tariff for the end consumer includes a regulated and non-regulated component, which affects the steady receipt of revenue from the sales of generating, grid and retail energy companies.PURPOSE. The relevance of the work is due to the need to study the pace of sustainable development of modern energy companies in conditions of maintaining a balance of interests of generating, grid and distribution energy enterprises. The study is aimed at assessing the structure of the electricity tariff for end consumers from the point of view of the implemented state policy of tariff regulation and their impact on the sustainability of the operation and development of energy companies in the Russian Federation. METHODS. The methods of state regulation in the electric power industry, as well as methods of regulating tariffs in the industry are considered. RESULTS. The structure of the tariff is analyzed on the basis of economic data of all guaranteeing suppliers in Russia. The ranges of values of the components of the tariff for electricity for generating, grid and retail energy companies are presented. Trends in the dynamics of the selling and network tariffs depending on the voltage classes are revealed. The conclusion is made about the stability of Russian energy companies regardless of the applied state tariff regulation and the increase in the risks of insolvency for industrial consumers due to the possible overestimation of the required gross revenue of energy enterprises in a number of regions of Russia. CONCLUSLON. The fragmentation of the electricity tariff due to the reforms carried out in the electricity industry caused a conflict of interest between various subjects of the competitive electricity and capacity market in Russia, which may create problems for the sustainable functioning and development of energy companies in the future.
Keywords: generating energy companies; tariff structure; wholesale electricity and capacity market; sustainable development; electric power industry; sales margin.
For citation: Kolibaba VI, Tarasova AS. Assessment of the tariff regulation impact on the sustainable functioning and development of energy companies of the Russian Federation. KAZAN STATE POWER ENGINEERING UNIVERSITY BULLETIN. 2023; 15(57): 152-172.
Введение (Lntroduction)
Концепция технологического развития Российской Федерации до 2030 года определяет три основных направления развития - устойчивый технологический суверенитет, развитие технологий как фактора роста экономики и развития социальной сферы и технологическое обеспечение устойчивого функционирования производственных систем [1, 2].
Электроэнергетика является системообразующей отраслью Российской экономики и определяет эффективность функционирования многих промышленных и инфраструктурных объектов. Реформирование электроэнергетики России привело к серьезным структурным преобразованиям в отрасли, связанным с разделением функций генерации электроэнергии, ее транспортировки и сбыта.
Либерализация электроэнергетики предусматривала уменьшение государственного влияния и устранение монополизма в отрасли. Как отмечают специалисты [3,4,5], реформы 2000-х годов включали ослабление контроля над ценами и тарифами, снижение дотаций. В последнее время наблюдаются процессы обратной интеграции и усиление государственного контроля электроэнергетической отрасли. Существующая динамика роста цен на электроэнергию и действующие механизмы рынка позволяют генерирующим компаниям получать прибыль, не стимулируя их самостоятельно проводить модернизацию оборудования и повышать эффективность производства [6].
Основной целью данной научной работы является оценка структуры тарифа на электроэнергию для конечных потребителей, а также анализ структуры тарифа в условиях современной тарифной политикигосударстваи степень их влияния наустойчивость функционирования и развития энергокомпаний РФ. Важным аспектом устойчивого развития современной генерирующей энергокомпании является оценка влияния регулируемых тарифов на формирование ценовых заявок на оптовом рынке электроэнергии и мощности России. В связи с этим, необходимо проанализировать деятельность субъектов электроэнергетического рынка и экономическую цепочку поставки электроэнергии от генерирующей компаниидо конечного потребителя.
Субъекты генерации оптового рынка электроэнергии и мощности России
На оптовом рынке электроэнергии и мощности (ОРЭМ) генерирующие компании предоставляют своим покупателям (сбытовым компаниям, гарантирующим поставщикам, крупным потребителям, экспортерам) два вида товара: электроэнергию и мощность.Новая
модель электроэнергетики, а также взаимодействие различных субъектов энергорынков широко обсуждается различными учеными [7, 8, 14, 20].
Энергогенерирующий сектор в этой системе является первичным или стартовым звеном. Генерирующие компании вырабатывают электроэнергию и поставляют ее на оптовый рынок, где ее покупают крупные промышленные потребители, сбытовые компании и гарантирующие поставщики.
В зависимости от способа выработки и потребляемых первичных ресурсов выделяют следующие виды энергогенерирующих активов:
• Гидроэлектростанции (ГЭС) - используют в качестве источника энергии движение водных масс в русловых водотоках. Наша страна обладает богатым теоретическим потенциалом выработки энергии на гидрообъектах. Основная часть генерирующих активов сконцентрирована в Сибири и на Дальнем востоке. На долю гидроэнергетики приходится около 20% общей выработкиэлектроэнергии в стране.
• Атомные электростанции (АЭС) - производство электроэнергии осуществляется с использованием внутренней энергии атома. Россия обладает технологией ядерной электроэнергетики полного цикла от добычи урановых руд (обладает разведанными запасами руд) до выработки электроэнергии. На долю АЭС приходится около 19% от общей выработки электроэнергии.
• Тепловые электростанции (ТЭС) - вырабатывают электрическую энергию за счёт преобразования химической энергии топлива в процессе сжигания в тепловую, а затем в механическую энергию вращения вала электрогенератора. Тепловые электростанции дают наибольший вклад в производство электроэнергии в России - примерно 60%, что вполне объяснимо богатыми запасами топливного сырья, используемого в процессе генерации. В качестве топлива используются: природный газ, уголь, реже — мазут.
На текущий момент доля энергогенерирующего сектора в капитализации всего фондового рынка РФ составляет около 3%. При этом данный сектор является крупнейшим в отрасли энергетики, его доля в общей капитализации энергетической отрасли составляет примерно 65%.
Структура рынков в электроэнергетике
Торговля электрической энергии на оптовом рынке осуществляется с использованием следующих основных рыночных механизмов:
• PCB - рынок на сутки вперед
• БР - балансирующий рынок
• РД - рынок регулируемых договоров
• СДД - свободные договора купли-продажи электроэнергии.
Рынок на сутки вперёд (PCB) - это маржинальный аукцион ценовых заявок на продажу и покупку электрической энергии, производимый на каждый час суток за сутки до момента реальной поставки (потребления) электрической энергии.
В рамках торговли на PCB поставщики и покупатели подают ценовые заявки, в которых указывают, какой объём электрической энергии, в какой час и по какой цене они готовы поставить и купить соответственно. Эти заявки упорядочиваются для поставщиков -по возрастанию цены, а для покупателей - по убыванию цены. Таким образом, формируется «кривая предложения» и «кривая спроса» - строго по канонам классической экономической теории. На пересечении этих кривых определяется маржинальная цена, по которой все поставщики, подавшие ценовые заявки с указанием такой же или более низкой цены, а также все покупатели, подавшие заявку с указанием такой же или более высокой цены, продают и покупают электрическую энергию.
Балансирующий рынок (БР) - рынок отклонений в реальном времени. На балансирующем рынке происходит купля-продажа объёмов электрической энергии, которые потреблены (произведены) сверх плановых объёмов или не потреблённых (не произведённых) объёмов относительно плановых.
Участие покупателей электрической энергии на БР обязательно и необходимо в целях покупки/продажи объёмов электрической энергии в размере отклонений фактического почасового потребления от планового почасового потребления.
Основной механизм балансирующего рынка - конкурентный отбор заявок поставщиков электрической энергии и покупателей с регулируемой нагрузкой в режиме близком к реальному времени, исходя из минимизации стоимости удовлетворения возникшего спроса на электрическую энергию для актуальных системных условий.
Рынок Регулируемых договоров (РД) состоит из договоров, заключаемых субъектами ОРЭМ к числу покупателей которых относиться население или приравненные к ним категории. Цена в них фиксируется на 1 год.
Рынок Свободных двусторонних договоров купли - продажи электрической энергии (СДД) - сторонами в СДД выступают генератор и потребитель. Договорной ценой является цена, согласованная между контрагентами. Они заключаются как на внебиржевом рынке, так и при заключении сделок на бирже.
Розничный рынок электроэнергии - это сфера обращения электрической энергии вне оптового рынка с участием ее потребителей.
В результате реформы у потребителя розничного рынка электроэнергии появилась возможность покупать электроэнергию у разных энергосбытовых организаций по свободным (нерегулируемым ценам). Кроме того, появился целый набор субъектов розничного рынка, а именно: гарантирующие поставщики электрической энергии, независимые энергосбытовые организации (ЭСО), территориальные сетевые организации, и т.д. Появилось многообразие юридических конструкций при организации электроснабжения потребителей: договор по типу электроснабжения, по типу купли-продажи с заключением прямого договора на передачу электроэнергии с сетевой организацией и т.д.
С 1 января 2011 года, в результате окончания процесса либерализации, весь объем потребленной электроэнергии и мощности, потребители, покупают по свободным нерегулируемым ценам. Нерегулируемая цена зависит от результатов торгов на ОРЭМ. Все отклонения (колебания цены) перераспределяются Гарантирующими поставщиками между потребителями. В части населения, электрическая энергия продается по регулируемым ценам - тарифам. Тарифы - регулируемые цены - утверждаются региональными органами исполнительной власти в области регулирования тарифов. ЭСО для своих потребителей приобретает электроэнергию у Гарантирующего поставщика и независимой генерации и вправе продавать по свободным ценам, которые будут устраивать как потребителя, так и саму ЭСО.
Материалы и методы (Materials and methods)
Ценообразование на розничных рынках напрямую зависит от формирования цены на оптовом рынке электроэнергии (мощности) [4, 5, 19]. Потребители на розничных рынках оплачивают электроэнергию по свободной (нерегулируемой) цене. Цена определяется по итогам каждого месяца и представляет собой сумму двух основных составляющих:
• средняя стоимость электроэнергии и мощности на ОРЭМ (публикуется Администратором торговой системы оптового рынка ежемесячно);
• сбытовая надбавка гарантирующего поставщика, стоимость услуг по передаче электроэнергии, стоимость услуг инфраструктурных организаций.
С 1 апреля 2012 г. предельные уровни нерегулируемых цен на розничных рынках на территориях, объединенных в ценовые зоны оптового рынка, за соответствующий расчетный период рассчитываются гарантирующим поставщиком по следующим ценовым категориям:
• первая ценовая категория - для объемов покупки электрической энергии (мощности), учет которых осуществляется в целом за расчетный период;
• вторая ценовая категория - для объемов покупки электрической энергии (мощности), учет которых осуществляется по зонам суток расчетного периода;
• третья ценовая категория - для объемов покупки электрической энергии (мощности), в отношении которых в расчетном периоде осуществляется почасовой учет и стоимость услуг по передаче электрической энергии определяется по тарифу в одноставочном выражении;
• четвертая ценовая категория - для объемов покупки электрической энергии (мощности), в отношении которых в расчетном периоде осуществляется почасовой учет и стоимость услуг по передаче электрической энергии определяется по тарифу в двухставочном выражении;
• пятая ценовая категория - для объемов покупки электрической энергии (мощности), в отношении которых в расчетном периоде осуществляются почасовое планирование и учет и стоимость услуг по передаче электрической энергии определяется по тарифу в одноставочном выражении;
• шестая ценовая категория - для объемов покупки электрической энергии (мощности), в отношении которых в расчетном периоде осуществляются почасовое планирование и учет и стоимость услуг по передаче электрической энергии определяется по тарифу в двухставочном выражении.
Предельные уровни нерегулируемых цен также дифференцируются по уровням напряжения в соответствии с дифференциацией применяемых при определении
предельных уровней тарифов (ставок тарифов) на услуги по передаче электрической энергии:
1.Высокое напряжение;
2.Среднее первое напряжение;
3.Среднее второе напряжение;
4. Низкоенапряжение.
Начиная с расчетного периода, в котором применяются сбытовые надбавки гарантирующих поставщиков, предельные уровни нерегулируемых цен дифференцируются по группам (подгруппам) потребителей исходя из максимальной мощности принадлежащих им энергопринимающих устройств согласно Актам разграничения балансовой принадлежности и эксплуатационной ответственности:
• менее 150 кВт;
• от 150 кВт до 670 кВт;
• от 670 кВт до 10 МВт;
• не менее 10 МВт.
Потребители, максимальная мощность энергопринимающих устройств которых в границах балансовой принадлежности менее 670 кВт, осуществляют выбор ценовой категории самостоятельно посредством уведомления гарантирующего поставщика в течение 1 месяца с даты принятия решения об установлении тарифов на услуги по передаче электрической энергии в соответствующем субъекте Российской Федерации (при этом выбранная ценовая категория применяется для расчетов за электрическую энергию (мощность) с даты введения в действие указанных тарифов на услуги по передаче электрической энергии).
Таким образом, структура конечной цены для потребителей включает несколько составляющих, в каждой из которых заинтересованы различные субъекты электроэнергетической отрасли: генерирующие, сетевые, сбытовые компании и инфраструктурные организации.
<
Покупка на оптовом рынке электроэнергии и мощности
<
•s-
Оплата электросетевой компании по договору на передачу
Г
Оплата услуг
АТС, СО, ЦФР
Щ
3
Доход поставщика
гос.
регулирование
Цена электроэнергии
Цена мощности
Тариф на передачу электроэнергии
Инф. пл.
. Сбыт, надбавка
Конечная цена электроэнергии для потребителя 100%
Рис. 1. Структура конечной цены электроэнергии
Источник: [7]. Source: [7].
Fig. 1. Structure of the electricity final price.
Удельный вес составляющих варьируется в достаточно широком диапазоне с разбегом 20-30%. Необходимо проанализировать факторы, влияющие на изменение структуры тарифа, в региональном разрезе с учетом тарифной политики в части регулируемых и нерегулируемых тарифов. Особенно важным аспектом является сохранение устойчивого развития отдельных субъектов электроэнергетики в условиях усиления государственного регулирования отрасли.
Методы формирования тарифов тесно связаны с обеспечением инвестиционной привлекательности электроэнергетики [9, 10, 11], так как в структуре конечной цены присутствует амортизационная составляющая, связанная с реализацией инвестиционных программ энергокомпаний.
Рассмотрим методы государственного регулирования в электроэнергетике:
1. Государственное регулирование инвестиционной деятельности субъектов естественных монополий в электроэнергетике. Данный метод определяет развитие конкурентного рынка электроэнергии и мощности, что в свою очередь обеспечивает единство технологического управления, а также надежность и безопасное функционирование ЕЭС России.
2. Государственное регулирование цен (тарифов) на отдельные виды продукции (услуг). Этот метод обеспечивает недискриминационный доступ к услугам субъектов
естественных монополий и услугам организаций коммерческой инфраструктуры оптового рынка, а также способствует повышению эффективности управления государственной собственностью в электроэнергетике.
3. Государственное антимонопольное регулирование и контроль. Метод заключается в достижении баланса экономических интересов поставщиков и потребителей электрической энергии, а также обеспечивает доступ потребителей электрической энергии к информации о функционировании оптового и розничных рынков, деятельности субъектов электроэнергетики.
4. Управление государственной собственностью в электроэнергетике. Данный метод предусматривает энергетическую и экологическую безопасность электроэнергетики.
5. Федеральный государственный энергетический надзор обеспечивает защиту потребителей от необоснованного повышения тарифов на электрическую энергию и мощность.
6. Государственный экологический надзор в электроэнергетике создает необходимые условия для привлечения инвестиций. Последние два метода позволяют проводить экономическое обоснование оплаты мощности генерирующих объектов поставщиков в части обеспечения выработки электрической энергии.
Рассматривая систему тарифов в электроэнергетике, необходимо отметить различия в расчете цен на оптовом и розничном рынках электроэнергии (Табл. 1).
Таблица 1
Table 1
Система тарифов в электроэнергетике
Tariff system in the electric power industry
Вид рынка Нерегулируемые тарифы Регулируемые тарифы
Оптовый рынок на электроэнергию, устанавливаемую Правилами ОРЭ: договоры купли-продажи, конкурентный отбор ценовых заявок, конкурентный отбор мощности на электроэнергию (мощность), поставляемую по регулируемым договорам
на отклонения фактического объема потребления электроэнергии от плановых объемов на электроэнергию (мощность) в неценовых зонах
на электроэнергию (мощность), покупаемую организацией по управлению Единой национальной энергетической сетью (ЕНЭС),в целях компенсации потерь
на электроэнергию (мощность) в целях обеспечения совместной работы ЕЭС России и энергетических систем иностранных государств на электроэнергию, покупаемую (продаваемую) в целях экспорта-импорта
на услуги инфраструктурных организаций
Розничный рынок на электроэнергию, устанавливаемую Правилами ОРЭ: договоры купли-продажи, конкурентный отбор ценовых заявок, конкурентный отбор мощности на электроэнергию, поставляемую населению
на электроэнергию, покупаемую сетевыми организациями в целях компенсации потерь
Предельные уровни цен, рассчитываемые гарантирующим поставщиком на электроэнергию (мощность) в неценовых зонах оптового рынка, технологически изолированных электроэнергетических системах
на услуги организаций, осуществляющих регулируемые виды деятельности (ЭСО, ГП)
Источник: [21], Source: [21].
Таким образом, в структуру тарифа для конечного потребителя входит как регулируемая государством, так и нерегулируемая частьплатежей. На розничном рынке стоимость электроэнергии для населения ограничивается государством. Вместе с этим, сбытовая компания или гарантирующий поставщик покупают электроэнергию на оптовом рынке электроэнергии и мощности с учетом спроса и предложения в текущий момент времени. Данная стоимость покупки изменяется каждый месяц, но риски, связанные с увеличением нерегулируемой составляющей в тарифе, фактически перекладываются на плечи промышленных потребителей и представителей малого и среднего бизнеса.
Основные методы тарифообразования в электроэнергетике представим в таблице 2.
Необходимо отметить определенные сложности в установлении цен на длительный период регулирования в современных условиях [12, 13, 14, 15]. До 2021 г. экономика России характеризовалась низкими темпами инфляции на уровне 3-4%, соразмерными с макроэкономическими показателями развитых стран. В 2022 г. наблюдалась сильная волатильность ключевой ставки ЦБ и в свою очередь скачкообразная динамика инфляции.
В связи с этим, корректировка регулируемых тарифов осуществлялась несколько раз в 2022 г. Однако важным принципом государственной тарифной политики является снижение социальной напряженности в обществе вследствие ограничения резкого роста тарифных ставок.
Таблица 2 Table 2
Методы регулирования тарифов в электроэнергетике
_Methods of regulating electricity tariffs_
Метод экономически обоснованных расходов (затрат)
Основной метод регулирования в российской электроэнергетике. До 2011 года применялся при расчете всех регулируемых цен (тарифов). Метод применяется в отношении организаций, расходы которых впервые учитываются при утверждении в установленном порядке тарифов. Цены (тарифы) рассчитываются на основе размера необходимой валовой выручки (НВВ) организации, осуществляющей регулируемую деятельность, полученной от реализации каждого вида продукции (услуг), и расчетного объема производства соответствующего вида продукции (услуг) за расчетный период регулирования.
Метод индексации тарифов
Индексации подлежат ранее утвержденные регулируемые цены (тарифы) и (или) их предельные (минимальные и (или) максимальные) уровни либо НВВ регулируемых организаций. Тарифы, рассчитанные с применением данного метода, устанавливаются на срок не менее 3 лет при первом применении, и на срок не менее 5 лет при повторном.
Метод сравнения аналогов
Метод применяется для установления долгосрочных тарифов и предполагает сравнение компаний друг с другом. Компания с оптимальным соотношением параметров деятельности принимается в виде стандарта для других регулируемых субъектов. Анализ осуществляется органом регулирования каждые 5 лет. Метод применяют для небольших организаций.
Метод доходности инвестированного капитала (RAB-регулирование)
Метод направлен на привлечение инвестиций в строительство и модернизацию энергетических объектов и стимулирование эффективности расходов организаций энергетического комплекса. Регулируемые тарифы устанавливаются на основе НВВ, которая определяется с учетом ежегодных в течение долгосрочного периода регулирования корректировок и обеспечивает покрытие расходов, возврат инвестированного капитала, получение дохода на инвестированный капитал.
Метод долгосрочной индексации необходимой валовой выручки
Метод применяется при осуществлении государственного регулирования тарифов на услуги по передаче электрической энергии в форме установления долгосрочных тарифов. При установлении тарифов на первый год долгосрочного периода регулирования величина подконтрольных расходов определяется с помощью метода сравнения аналогов, а в последующие годы долгосрочного периода регулирования индексируется исходя из индекса потребительских цен и изменения количества активов сетевой организации.
Источник: [21], Source: [21].
Перекрестное субсидирование в электроэнергетике является одним из активно применяемых регуляторных инструментов при установлении тарифов на электрическую энергию. Перекрестное субсидирование населения осуществляется путем уменьшения тарифа для населения на основе повышения тарифов для прочих потребителей [4, 7, 12].
Отметим основные аспекты тарифного регулирования электроэнергетики России, сложившиеся за последние несколько лет:
- долгосрочный характер определения параметров изменения регулируемых тарифов на макроуровне;
- увеличение доли либерализованных рынков (в сферах электроэнергетики, газоснабжения, теплоснабжения);
- внедрение элементов долгосрочности при регулировании цен конкретных организаций;
- выстроенная многоуровневая система защиты населения от повышениятарифных скачков;
- расширение методического инструментария регулирования;
- увеличение степени вовлеченности потребителей в регуляторный процесс;
- доступность информации о деятельности регулируемых организаций и регуляторов;
- появление зачатков стимулирующего регулирования (сохранение экономии, курс на внедрение «эталонов» затрат).
Правительство Российской Федерации уже на протяжении более 10 лет осуществляет политику искусственного сдерживания тарифов в электроэнергетике, что в большей степени обосновывается необходимостью сдерживания инфляции. Важно отметить то, что тарифная политика государства в настоящее время- это главным образом ориентир по темпу роста цен, сравниваемый с инфляционными темпами экономики России.
В качестве инструмента для решения задач развития инфраструктуры и экономики в целом (экологичность, энергоэффективность, модернизация, инновационное развитие и т.д.) тарифная политика практически не рассматривается. В свою очередь в развитых странах можно наблюдать более интенсивные действия регуляторов в направлении усиления стимулирующей роли тарифного регулирования.
Результаты и Обсуждение (Results and Discussions)
Результаты расчета конечных цен на электроэнергию для прочих потребителей по сбытовым компаниям Ивановского региона за 2019-2022 гг. представлены в таблице 3 (Приложение 1).
Мы наблюдаем определенную динамику составляющих конечной цены на электроэнергию :
1. Покупка электроэнергии на ОРЭМ изменяется каждый месяц.
2. Тариф на передачу варьируется в зависимости от классов напряжения.
3. Сбытовая надбавка практически не меняется в динамике.
4. Инфраструктурная составляющая незначительна в структуре тарифа.
Представляется необходимым провести структурный анализ тарифа (таблица 4) для
получения корректных выводов по движению экономической цепочки с оптового рынка электроэнергии и мощности до конечного потребителя.
Таблица 4 Table 4
Структура конечных цен на электроэнергию для прочих потребителей за 2019-2022 гг.
_Structure offinal electricity prices for other consumers for 2019-2022_
Покупка на ОРЭМ Сбытовая надбавка Инфраструктура Передача ВН Передача СН1 Передача СН2 Передача НН
2022
2 711,98 558,11 6,25 1 670,45 2 139,99 3 583,52 4 545,49
BH 54,8% 11,3% 0,1% 33,8%
CHI 50,1% 10,3% 0,1% 39,5%
CH2 39,5% 8,1% 0,1% 52,2%
HH 34,7% 7,1% 0,1% 58,1%
2021
2 639,41 602,07 5,29 1 573,43 2 055,78 3 444,41 4381,10
BH 54,8% 12,5% 0,1% 32,6%
CHI 49,8% 11,4% 0,1% 38,8%
CH2 39,4% 9,0% 0,1% 51,5%
HH 34,6% 7,9% 0,1% 57,4%
2020
2 411,99 564,44 4,89 1 513,28 1 999,81 3 387,81 4 320,61
BH 53,7% 12,6% 0,1% 33,7%
CHI 48,4% 11,3% 0,1% 40,1%
CH2 37,9% 8,9% 0,1% 53,2%
HH 33,0% 7,7% 0,1% 59,2%
2019
2 314,72 522,79 2,86 1 426,77 1 881,23 3 235,41 4 163,37
Продолжение таблицы 4
вн 54,2% 12,3% 0,1% 33,4%
СН1 49,0% 11,1% 0,1% 39,8%
СН2 38,1% 8,6% 0,0% 53,3%
НН 33,0% 7,5% 0,0% 59,4%
итого
ВН 54,4% 12,1% 0,1% 33,4%
СН1 49,3% 11,0% 0,1% 39,6%
СН2 38,7% 8,7% 0,1% 52,5%
НН 33,8% 7,6% 0,1% 58,5%
Источник: составлено автором. Source: compiled by the author.
Итак, результаты расчетов в рассматриваемом периоде показывают, что стоимость покупки на ОРЭМ и сбытовая надбавка снижаются в зависимости от класса напряжения. Обратная динамика наблюдается по тарифу на передачу электроэнергии: сетевой тариф увеличивается при снижении уровня напряжения. Инфраструктурные платежи практически не изменяются в пределах 0,1%.
Рассмотрим структуру затрат гарантирующего поставщика Ивановской области АО «ЭнергосбыТплюс» (табл. 5).
Таблица 5
Table 5
Динамика затрат гарантирующего поставщика Ивановской области за 2014-2021 гг.
Dynamics of expenditures of the supplier of last resort ofIvanovo region for 2014-2021.
№ Наименование затрат Структура затрат по годам, %
п/п 2021 2020 2019 2018 2017 2016 2015 2014
1 Покупная электроэнергия и мощность 57,3 57,7 57,9 57,2 55,8 56,5 52,9 56,7
2 Расходы на услуги по передаче 37,7 38,3 37,9 38,6 39,8 38,7 36,8 36,3
3 Сбытовая надбавка 5 4 4Д 4,2 4,3 4,8 10,3 7
Источник: составленоавтором. Source: compiled by the author.
Таким образом, наблюдается устойчивая динамика составляющих себестоимости продаж сбытовой компании Ивановского региона. Доля покупки электроэнергии и мощности на ОРЭМ составляет от 52 до 58 % на протяжении 8 лет, расходы на услуги по передаче изменяются в небольшом диапазоне от 36 до 40%. Сбытовая надбавка за последние 6 лет сохраняется на уровне 5%, что является невысоким показателем по сравнению с другими регионами Российской Федерации.
Рассмотрим динамику составляющих конечной цены на электроэнергию по гарантирующим поставщикам России (табл. 6, Приложение 2) для оценки диапазонов значений выручки генерирующих, сетевых и сбытовых энергокомпаний в региональном разрезе.
Проанализируем также динамику показателя ROA - рентабельность активов (ReturnOnAssets) (рис.2, Приложение 3) по крупнейшим энергокомпаниям оптового рынка электроэнергии и мощности за 2010-2020 гг. Мы наблюдаем диапазон значений от 3 до 8 % в основной массе рассматриваемых предприятий.
Важно отметить достаточно устойчивые темпы функционирования и развития энергокомпаний. В первую очередь это касается крупнейших энергокомпаний, технологические особенности которых предполагают высокий удельный вес выручки по электрической энергии и мощности на ОРЭМ в общем портфеле продаж компании. В худшей ситуации находится тепловая генерация: здесь оказывают существенное влияние несколько факторов:
1. Высокий износ основных средств.
2. Нерациональная амортизационная политика новых частных собственников энергокомпаний.
3. Низкий КПД тепловых станций.
4. Теплоснабжение потребителей на розничном энергетическом рынке.
Таким образом, негативные последствия реформирования электроэнергетики, которые проявились в дроблении отрасли на отдельные субъекты, несколько снизили устойчивость отдельных энергокомпаний, в частности, в сфере тепловой генерации. Однако за последние годы мы наблюдаем обратную интеграцию в электроэнергетической отрасли, что, несомненно, повышает устойчивость новых холдинговых структур.
Что касается атомной энергетики, гидрогенерации и сетевой инфраструктуры, то для данных субъектов оптового рынка электроэнергии и мощности сохранилась высокая степень консолидации активов при значительном государственном участии в структуре акционерного капитала. Это позволяет данным энергокомпаниям устойчиво развиваться, централизованно решать задачи инвестиционного планирования на основе масштабной финансовой консолидации, а при необходимости задействовать механизмы тарифной и бюджетной поддержки инвестиционных проектов. Как правило, ставка дисконтирования по инвестиционным программам рассматриваемых энергокомпаний формируется на уровне ключевой ставки ЦБ, что, несомненно, снижает инвестиционные и финансовые риски проектов. Устойчивое развитие любого предприятия неразрывно связано со своевременным обновлением основных фондов и реновацией производства.
Таким образом, усиление государственного влияния в электроэнергетике, а также в сфере тарифного регулирования приводит к повышению финансовой устойчивости энергокомпаний оптового рынка электроэнергии и мощности России.
Критический анализ тарифной политики
Важно отметить специфические особенности электроэнергетической отрасли, влияющие на различия в структуре тарифа в ряде регионов России:
1. Покупка электроэнергии на оптовом рынке электроэнергии и мощности осуществляется в первую очередь у атомных и гидростанций. Это связано с технологическими особенностями; у данных генерирующих компаний отсутствуют широкие возможности управления объемами выработанной электроэнергии.
2. Стоимость поставки энергоресурсов у «вынужденной» генерации на ОРЭМ существенно выше, так как ТЭЦ обладают меньшей экономической эффективностью по сравнению с АЭС и ГЭС.
Наблюдаемое повышение стоимости покупки электроэнергии на ОРЭМ вынуждает оптовых потребителей переходить на собственную генерацию, что позволяет существенно снизить энергетическую составляющую в структуре себестоимости производимой продукции.
Планомерное увеличение регулируемых тарифов на передачу электроэнергии, а также сбытовых надбавок приводит к повышению финансовой нагрузки промышленных потребителей.
Данный фактор в перспективе может привести к снижению спроса на электроэнергию и мощность на ОРЭМ и представляет собой определенную угрозу устойчивого функционирования и развития энергогенерирующихкомпаний РФ.
Заключение (Conclusions)
В работе рассмотрены методы тарифного регулирования электроэнергетической отрасли. Проведен комплексный анализ структуры тарифа для конечного потребителя для различных ценовых зон с точки зрения различных субъектов электроэнергетического рынка: генерирующих, сетевых, сбытовых и инфраструктурных компаний.
Диапазон, % Генерирующие Сетевые Сбытовые Инфраструктурные
компании компании компании компании
по всем ценовым 15,5 - 52,2 39,8-75,4 2,4 - 20,2 0,1-0,2
зонам
первая ценовая 17,5 - 52,2 40,4 - 75,4 2,4 - 16 0,1
зона
вторая ценовая 23,6-51,5 39,8-69,5 5,5 - 10,2 0,1-0,2
зона
неценовые зоны 15,5-38 55,7-68 4,9 - 20,2 0,1
Источник: составлено автором. Source: compiled by the author.
В результате расчета отдельных тарифных составляющих сделан вывод о сохранении в настоящее время устойчивости функционирования энергокомпаний сферы генерации.Однако данная устойчивость в значительной степени зависит от объемов спроса на электроэнергию (мощность) группы промышленных потребителей.
Теоретическая значимость исследования состоит в определении диапазонов значений составляющих цены на электроэнергию по ценовым зонам: отпускного тарифа с ОРЭМ, сетевого тарифа, сбытовой надбавки и инфаструктурной платы. Практическая значимость связана с возможностью использования указанных диапазонов в качестве ориентиров при расчете тарифов на основе размера необходимой валовой выручки энергокомпаний.
Для тепловой генерации сохраняется актуальным вопрос своевременного обновления основных средств в целях обеспечения устойчивых темпов развития.
Регулирующим органам в сфере тарифообразования необходимо развивать новые методические подходы к формированию цен на электроэнергию и мощность, которые бы стимулировали энергокомпании к повышению энергоэффективности, снижению углеродного следа и декарбонизации энергетики. Данные рычаги будут способствовать устойчивому развитию энергокомпаний России, технологической устойчивости и повышению экологической ответственности субъектов отрасли.
Литература
1. Кузовкин А.И. Реформирование электроэнергетики и энергетическая безопасность. -М.: ОАО «Институт микроэкономики», 2006. 388 с.
2. Раппопорт А.И. Реструктуризация российской электроэнергетики: методология, практика, инвестирование. М.: ЗАО «Издательство «Экономика», 2005. - 213 с.
3. Кузьмин В.В. О контурах перспективной модели российского электроэнергетического рынка. Сборник: Стратегия устойчивого развития электроэнергетики, низкоуглеродные способы генерации, экология, тарифное регулирование / под ред. Н. Д. Рогалева. Москва, 2022.
4. Мызникова М.Н. Направления совершенствования тарифного регулирования в электроэнергетике.Вестник Самарского государственного экономического университета. 2016. № 11 (145). С. 60-66.
5. Изотова А.В. Тарифное регулирование в сфере электроэнергетики: проблемы правоприменения и тенденции развития. Правовой энергетический форум. 2017. № 1. С. 3338.
6. Пронина Н.Н., Шиншинова Е.А. Тарифное регулирование и реструктуризация электроэнергетики // Основы экономики, управления и права. 2021. № 6 (31). С. 35-38.
7. Экономика и управление в современной электроэнергетике России / под ред. А.Б. Чубайса. - М.: НП «КОНЦ ЕЭС», 2009. 615 с.
8. Кукукина И.Г., Тарасова А.С. Управление затратами, контроллинг: учеб.пособие. Иваново: изд-во Иван.гос. энерг. ун-та имени В.И. Ленина, 2016. 164 с.
9. Родин А.В. Зарубежный опыт государственного регулирования тарифной политики на рынке электроэнергии. Проблемы современной экономики (Новосибирск). 2010. №2-3. С. 313-318.
10. Kolibaba VI., Kukukina IG., Morozova AA. SustainableEnergyDevelopmentIssuesintheContextofWorldEconomyDeglobalization.E3SWebCon f. 208 02010 (2020). DOI: 10.1051/e3sconf/202020802010.
11. Development of Key Indicators for Power Supply Companies / A. S. Tarasova, A. M. Karyakin, D. Zaytsev [et al.] // Propósitos y Representaciones. - 2021. - Vol. 9. - No S3. - P. 1145.-DOI 10.2051 l/pyr2021.v9nSPE3.1145. -EDN CVONOM.
12. Development of The Economic Analysis Method for Wholesale Generating Companies (WGC) In Russia / V. V. Velikorossov, A. M. Karyakin, A. S. Tarasova [et al.] // Education Excellence and Innovation Management: A 2025 Vision to Sustain Economic Development during Global Challenges : Proceedings of the 35th International Business Information Management Association Conference (IBIMA), Seville, Spain, 01-02 апреля 2020 года. Vol. I. - Seville, Spain: International Business Information Management Association (IBIMA), 2020. - P. 10777-10781.-EDN CBUXVK.
13. Юсупова, И. В. Теоретические подходы к построению стратегического планирования развития территорий / И. В. Юсупова, М. А. Волкова // Вестник Казанского государственного энергетического университета. - 2018. - Т. 10. - № 1(37). - С. 123-132. -EDNXSFURF.
14. Жилкина, Ю. В. Развитие электроэнергетики: вертикальная интеграция или дальнейшая либерализация отрасли? / Ю. В. Жилкина // Вестник Казанского государственного энергетического университета. - 2018. - Т. 10. - № 2(38). - С. 106-113. -EDN WXMIS.
15. Ахметов, А. Ш. О стратегиях пространственного развития регионов России / А. Ш. Ахметов, А. М. Туфетулов // Вестник Казанского государственного энергетического университета. - 2017. - № 1(33). - С. 127-134. - EDN WNNIKF.
16. Валеева Ю.С., Калинина М.В., Зорина Т.Г., Ахметова И.Г. Стимулирование развития электротранспорта как инструмент развития территории // Вестник Казанского государственного энергетического университета. 2022. Т. 14. № 1 (53). С. 155-172.
17. Лисин Е.М., Паршина А.С., Замешаева И.С., Мусаева Д.Э. Технико-экономические аспекты производства и использования водорода на тепловых электростанциях // Вестник Казанского государственного энергетического университета. 2022. Т. 14. №2 (54). С. 120-133.
18. Макоев С.О., Ахметова И. Г., Фонов A.M. Разработка когенерационных энергетических систем с применением технологии газификации твердых коммунальных отходов // Вестник Казанского государственного энергетического университета. 2022. Т. 14. №4 (56). С. 178-194.
19.Колибаба В.И., Мокрова К.С.Методика формирования дифференцированных сетевых тарифов на электроэнергию в зависимости от уровня надежности электроснабжения потребителя // Вестник Ивановского государственного энергетического университета. 2017. № 1. С. 69-76.
20. Великороссов В.В., Колибаба В.И., Овсянников А.А.Анализ надежности функционирования распределительных сетевых компаний, входящих в МРСК "Центра и Приволжья" за 2011-2016 годы // Развитие интеграционных процессов в экономике России. Москва, 2018. С. 82-102.
21. Доступно по [http://www.cm-ok.ru/services/elektroenergiya]. Ссылка активна на: 28.02.2023.
22. Овсянников А.А., Колибаба В.И.Критерии оптимизации затрат на повышение надежности функционирования электросетевых компаний // Современные наукоемкие технологии. Региональное приложение. 2019. № 2 (58). С. 75-91.
23. Сайтов С.Р., Карачурин Б.Р., Сидоров М.В. Прогнозирование пиковых часов гарантирующих поставщиков, входящих в реестр АО «АТС» // Вестник Казанского государственного энергетического университета. 2022. Т. 14. № 4 (56). С. 59-68.
Авторы публикации
Колибаба Владимир Иванович - д-р экон. наук, заведующий кафедрой «Экономика и организация предприятия» Ивановского государственного энергетического университета.
Тарасова Анна Сергеевна - канд. экон. наук, доцент кафедры «Экономика и организация предприятия» Ивановского государственного энергетического университета.
References
1. Kuzovkin AI. Reforming the electric power industry and energy security. M.: JSC Institute of Microeconomics, 2006. 388 p.
2. Rappoport AI. Restructuring of the Russian electric power industry: methodology, practice, investment. M.: CJSC Publishing House Economics, 2005. - 213 p.
3. Kuzmin W. On the contours of a promising model of the Russian electricity market. Collection: Strategy for sustainable development of the electric power industry, low-carbon generation methods, ecology, tariff regulation / ed. N.D. Rogalev. Moscow, 2022.
4. Myznikova MN. Directions for improving tariff regulation in the electric power industry. Bulletin of the Samara State Economic University. 2016;11 (145):60-66.
5. Izotova AV. Tariff regulation in the electric power industry: problems of law enforcement and development trends. Legal Energy Forum. 2017;1:33-38.
6. Pronina NN.,Shinshinova EA. Tariff regulation and restructuring of the electric power industry. Fundamentals of Economics, Management and Law. 2021;6 (31):35-38.
7. Economics and management in the modern electric power industry of Russia / ed. A.B. Chubais. -M.: NP KONTs UES, 2009. 615 p.
8. Kukukina IG, Tarasova AS. Cost management, controlling: textbook. Allowance. Ivanovo: publishing house Ivan, state energy University named after V.I. Lenina, 2016. 164 p.
9. Rodin AV. Foreign experience of state regulation of tariff policy in the electricity market. Problems of Modern Economics (Novosibirsk). 2010;2-3:313-318.
10. Kolibaba VI, KukukinaIG.,Morozova AA. Sustainable Energy Development Lssues in the Context of World Economy Deglobalization. E3S Web Conf. 208 02010 (2020). DOI: 10.1051/e3sconf/202020802010.
11. Tarasova AS, Karyakin AM, Zaytsev D, et al. Development of Key Indicators for Power Supply Companies. Proposites y Representaciones. 2021;9(3):1145. doi 10.20511/pyr2021.v9nSPE3.1145. EDN CVONOM.
12. Velikorossov W, Karyakin AM, Tarasova AS, et al. Development of The Economic Analysis Method for Wholesale Generating Companies (WGC) In Russia Education Excellence and Innovation Management: A 2025 Vision to Sustain Economic Development during Global Challenges : Proceedings of the 35th International Business Information Management Association Conference (IBIMA), Seville, Spain, 01-02 april 2020. Vol. I. - Seville, Spain: International Business Information Management Association (IBIMA), 2020. - P. 10777-10781. - EDN CBUXVK.
13. Yusupova IV, Volkova MA. Theoretical approaches to the construction of strategic planning for the development of territories. Bulletin of the Kazan State Power Engineering University. 2018;10:1 (37):123-132. EDN XSFURF.
14. Zhilkina YuV. Development of the electric power industry: vertical integration or further liberalization of the industry? Bulletin of the Kazan State Power Engineering University. 2018;10:2 (38): 106-113. EDN WXMIS.
15. Akhmetov ASh. On the strategies of spatial development of Russian regions / AkhmetovASh.,TufetulovAM. Bulletin of the Kazan State Power Engineering University. 2017;1 (33):127-134. EDN WNNIKF.
16. Valeeva YuS, Kalinina MV, ZorinaTG, et al. Stimulating the development of electric transport as a tool for the development of the territory. Bulletin of the Kazan State Energy University. 2022;14(1 (53):155-172.
17. Lisin EM, Parshina AS, Zameshaeva IS, et al. Technical and economic aspects of the production and use of hydrogen at thermal power plants. Bulletin of the Kazan State Power Engineering University. 2022;14:2 (54):120-133.
18. Makoev SO, Akhmetova IG, Fonov AM. Development of cogeneration energy systems using the technology of gasification of solid municipal waste. Bulletin of the Kazan State Energy University. 2022;14:4 (56):178-194.
19. Kolibaba VI, Mokrova KS. Methodology for the formation of differentiated network tariffs for electricity depending on the level of reliability of the consumer's power supply. Bulletin of the Ivanovo State Power Engineering University. 2017;1:69-76.
20. Velikorossov W, KolibabaVI, Ovsyannikov AA. Analysis of the reliability of the functioning of distribution grid companies included in IDGC «Center and Volga Region» for 2011-2016. Development of integration processes in the Russian economy. Moscow, 2018.p. 82102.
21. Available at: Internet source [http://www.cm-ok.ru/services/elektroenergiya]. Accessed 28.02.2023.
22. Ovsyannikov AA, Kolibaba VI. Criteria for optimizing costs for improving the reliability of the operation of electric grid companies. Modern science-intensive technologies. Regional application. 2019;2(58):75-91.
23. Saitov SR, Karachurin BR, Sidorov MV. Forecasting peak hours of guaranteeing suppliers included in the register of JSC «ATS». Bulletin of the Kazan State Power Engineering University. 2022;14:4 (56):59-68.
Authors of the publication
Vladimir I. Kolibaba - Ivanovo State Power University, Ivanovo, Russia. Anna S. Tarasova - Ivanovo State Power University, Ivanovo, Russia.
Получено 28.02.2023г.
Отредактировано 06.03.2023г.
Принято 14.03.2023г.
Приложение 1
Таблица 3 Table 3
Состав конечных цен на электроэнергию для прочих потребителей за 2019-2022 гг.
Composition offinal electricity prices for other consumers for 2019-2022
Период АО «ЭнергосбыТплюс» ООО «Ивановоэнергосбыт» АО «ЭнергосбыТ плюс» ООО «Ивановоэнергосбыт» Одноставочный тариф на передачу АО «ЭнергосбыТплюс» ООО «Ивановоэнерго сбыт»
Конечная цена, менее 670 кВт, НН Сбытовая надбавка, менее 670 кВт ВН СН1 СН2 НН Инфраструктура Покупка с ОРЭМ
2022
дек 8 068,49 8 246,90 303,63 850,50 1 856,72 2 359,15 3 936,93 4 992,94 7,441 2 764,48 2 396,02
ноя 8 266,89 7 777,97 869,11 822,84 1 703,41 2 164,36 3 611,86 4 580,68 7,441 2 809,66 2 367,01
окт 7 829,73 7 792,68 379,05 822,84 1 703,41 2 164,36 3 611,86 4 580,68 7,441 2 862,56 2 381,72
сен 7 989,81 8 036,38 379,05 822,84 1 703,41 2 164,36 3 611,86 4 580,68 7,441 3 022,64 2 625,42
авг 7 784,53 8 010,29 195,25 822,84 1 703,41 2 164,36 3 611,86 4 580,68 7,441 3 001,16 2 599,33
июл 7 940,14 8 180,43 195,25 822,84 1 703,41 2 164,36 3 611,86 4 580,68 7,441 3 156,77 2 769,47
июн 7 750,08 7 984,16 195,25 822,84 1 611,94 2 083,16 3 501,00 4 441,59 5,057 3 108,18 2 714,67
май 7 478,69 7 745,28 195,25 822,84 1 611,94 2 083,16 3 501,00 4 441,59 5,057 2 836,79 2 475,79
апр 7 576,58 7 789,53 195,25 822,84 1 611,94 2 083,16 3 501,00 4 441,59 5,057 2 934,68 2 520,04
мар 7 328,28 7 559,95 195,25 822,84 1 611,94 2 083,16 3 501,00 4 441,59 5,057 2 686,38 2 290,46
фев 7 657,24 7 896,36 195,25 822,84 1 611,94 2 083,16 3 501,00 4 441,59 5,057 3 015,34 2 626,87
янв 7 410,05 7 623,33 195,25 822,84 1 611,94 2 083,16 3 501,00 4 441,59 5,057 2 768,15 2 353,84
2021
дек 7 464,68 7 615,67 404,88 822,84 1 611,94 2 083,16 3 501,00 4 441,59 6,859 2611,35 2 344,38
ноя 7 687,80 7 718,40 404,88 822,84 1 611,94 2 083,16 3 501,00 4 441,59 6,859 2 834,47 2 447,11
окт 7 681,70 7 675,47 404,88 822,84 1 611,94 2 083,16 3 501,00 4 441,59 6,859 2 828,37 2 404,18
сен 7 895,90 7 929,73 404,88 822,84 1 611,94 2 083,16 3 501,00 4 441,59 6,859 3 042,57 2 658,44
авг 7 791,64 7 734,16 404,88 822,84 1 611,94 2 083,16 3 501,00 4 441,59 6,859 2 938,31 2 462,87
июл 7 745,44 7 747,58 404,88 822,84 1 611,94 2 083,16 3 501,00 4 441,59 6,859 2 892,11 2 476,29
июн 7 741,90 7 663,23 384,43 796,11 1 534,91 2 028,39 3 387,81 4 320,61 3,717 3 033,14 2 542,79
май 7 403,40 7 340,14 384,43 796,11 1 534,91 2 028,39 3 387,81 4 320,61 3,717 2 694,64 2 219,70
апр 7 611,39 7 591,22 384,43 796,11 1 534,91 2 028,39 3 387,81 4 320,61 3,717 2 902,63 2 470,78
мар 7 392,51 7 508,03 384,43 796,11 1 534,91 2 028,39 3 387,81 4 320,61 3,717 2 683,75 2 387,59
фев 7 505,50 7 639,30 384,43 796,11 1 534,91 2 028,39 3 387,81 4 320,61 3,717 2 796,74 2 518,86
янв 7 457,97 7 525,96 384,43 796,11 1 534,91 2 028,39 3 387,81 4 320,61 3,717 2 749,21 2 405,52
2020
дек 6 990,17 7 368,99 384,43 796,11 1 534,91 2 028,39 3 387,81 4 320,61 6,869 2 278,26 2 245,40
ноя 7 150,03 7 453,59 384,43 796,11 1 534,91 2 028,39 3 387,81 4 320,61 6,869 2 438,12 2 330,00
окт 7 384,44 7 402,71 384,43 796,11 1 534,91 2 028,39 3 387,81 4 320,61 6,869 2 672,53 2 279,12
сен 7 572,92 7 635,69 384,43 796,11 1 534,91 2 028,39 3 387,81 4 320,61 6,869 2 861,01 2 512,10
авг 7 267,37 7 519,28 384,43 796,11 1 534,91 2 028,39 3 387,81 4 320,61 6,869 2 555,46 2 395,69
июл 7 283,45 7 593,04 384,43 796,11 1 534,91 2 028,39 3 387,81 4 320,61 6,869 2 571,54 2 469,45
июн 7 326,28 7 377,01 384,43 692,77 1 491,65 1 971,23 3 387,80 4 320,60 2,911 2 618,34 2 360,73
май 7 127,04 7 270,61 384,43 692,77 1 491,65 1 971,23 3 387,80 4 320,60 2,911 2 419,10 2 254,33
апр 7 116,07 7 263,84 384,43 692,77 1 491,65 1 971,23 3 387,80 4 320,60 2,911 2 408,13 2 247,56
мар 7 078,57 7 332,80 384,43 692,77 1 491,65 1 971,23 3 387,80 4 320,60 2,911 2 370,63 2 316,52
фев 7 232,13 7 373,11 384,43 692,77 1 491,65 1 971,23 3 387,80 4 320,60 2,911 2 524,19 2 356,83
янв 6 997,76 7 129,13 384,43 692,77 1 491,65 1 971,23 3 387,80 4 320,60 2,911 2 289,82 2 112,85
2019
дек 7 051,00 7 292,64 435,39 692,77 1 491,65 1 971,23 3 387,80 4 320,60 2,911 2 292,10 2 276,36
ноя 6 956,93 7 169,08 435,39 692,77 1 491,65 1 971,23 3 387,80 4 320,60 2,911 2 198,03 2 152,80
окт 7 073,55 7 296,13 435,39 692,77 1 491,65 1 971,23 3 387,80 4 320,60 2,911 2 314,65 2 279,85
сен 7 147,77 7 374,06 435,39 692,77 1 491,65 1 971,23 3 387,80 4 320,60 2,911 2 388,87 2 357,78
авг 7 001,87 7 219,59 435,39 692,77 1 491,65 1 971,23 3 387,80 4 320,60 2,911 2 242,97 2 203,31
июл 7 024,98 7 306,18 435,39 692,77 1 491,65 1 971,23 3 387,80 4 320,60 2,911 2 266,08 2 289,90
июн 6 850,83 7 029,40 270,22 692,77 1 361,88 1 791,22 3 083,01 4 006,14 2,817 2 571,65 2 327,67
май 6 745,97 6 962,03 270,22 692,77 1 361,88 1 791,22 3 083,01 4 006,14 2,817 2 466,79 2 260,30
апр 6 804,66 7 092,23 270,22 692,77 1 361,88 1 791,22 3 083,01 4 006,14 2,817 2 525,48 2 390,50
мар 6 592,09 6 954,69 270,22 692,77 1 361,88 1 791,22 3 083,01 4 006,14 2,817 2 312,91 2 252,96
фев 6 711,60 7 005,22 270,22 692,77 1 361,88 1 791,22 3 083,01 4 006,14 2,817 2 432,42 2 303,49
янв 6 565,89 6 861,39 270,22 692,77 1 361,88 1 791,22 3 083,01 4 006,14 2,817 2 286,71 2 159,66
Источник: составленоавтором. Source: compiled by the author.
Приложение 2
Таблица 6 Table 6
Состав конечных цен на электроэнергию за декабрь 2022 гг. по ценовым зонам
_Composition offinal electricity prices for December 2022. by price zones_
№ n/n Регион Наименование ГП Цена, руб. без НДС за кВт*ч, Декабрь 2022 (НН) Структура цены, %
Итого вое значение Стоимо сть передачи э/э (м) Стоимость производства э/э (м) Сбытовая надбавка ГП Инфраструкт урные платежи Стоимость передачи э/э (м) Стоимость производства э/э (м) Сбытова я надбавка ГП Инфраструктурны е платежи
Первая ценовая зона
1. г. Москва ПАО "Мосэнергосбыт" (Москва) 6,48914 2,70117 3,55977 0,22197 0,00623 0,41626 0,548573 0,034206 0,00096
2. Московская область ООО "Русэнергосбыт" (Московская область) 6,50088 3,19104 3,04826 0,25539 0,00619 0,490863 0,4689 0,039285 0,000952
3. г. Санкт-Петербург АО "Петербургская сбытовая компания" (г. Санкт-Петербург) 7,73296 2,69847 4,62645 0,40185 0,00619 0,348957 0,598277 0,051966 0,0008
4. Ленинградска я область ООО "РКС-энерго" 10,5363 6 2,59646 7,28522 0,64871 0,00597 0,246429 0,691436 0,061569 0,000567
5. Астраханская область ПАО "Астраханская энергосбытовая компания" 7,15051 2,5834 3,86153 0,70017 0,00541 0,361289 0,540036 0,097919 0,000757
6. Республика Башкортостан ООО "ЭСКБ" 5,97119 2,50822 3,04372 0,41331 0,00594 0,420054 0,509734 0,069217 0,000995
7. Белгородская область ОАО "Белгородэнергосбыт" 6,86955 2,6945 3,62689 0,54206 0,0061 0,392238 0,527966 0,078908 0,000888
8. Брянская область ООО "Газпром энергосбыт Брянск" (до 01.01.19 ООО "ТЭК-Энерго") 8,68471 2,7161 5,4372 0,52465 0,00676 0,312745 0,626066 0,060411 0,000778
9. Владимирска я область ООО "Русэнергосбыт" (Владимирская область) 7,69004 2,86362 4,38808 0,43171 0,00663 0,37238 0,570619 0,056139 0,000862
10. Волгоградска я область ПАО "Волгоградэнергосбыт" 9,61309 3,07579 5,85406 0,67725 0,00599 0,319959 0,608968 0,070451 0,000623
11. Воронежская область ПАО "ТНС энерго Воронеж" 8,50417 2,77247 5,01767 0,70767 0,00636 0,326013 0,590025 0,083214 0,000748
12. Ивановская область ОАО "ЭнергосбыТ Плюс" (Ивановская область) 8,06849 2,76563 4,99294 0,30363 0,00629 0,342769 0,61882 0,037632 0,00078
13. Республика Калмыкия ПАО "Россети Юг" (ранее ПАО "МРСК Юга" (Калмыкия)) 8,12159 2,64637 4,29299 1,17684 0,00539 0,325844 0,52859 0,144903 0,000664
14. Калужская область ОАО "Калужская сбытовая компания" 7,86559 2,65928 4,60176 0,5982 0,00635 0,33809 0,58505 0,076053 0,000807
15. Республика Карелия ООО "Русэнергосбыт" (Республика Карелия) 6,10079 1,0656 4,60203 0,42666 0,0065 0,174666 0,754333 0,069935 0,001065
16. Кировская область ОАО "ЭнергосбыТ Плюс" (Кировская область) 8,57468 2,74492 5,21576 0,60763 0,00637 0,320119 0,608275 0,070863 0,000743
17. Костромская область ООО "Русэнергосбыт" (Костромская область) 7,12961 2,46804 4,07659 0,57862 0,00636 0,346168 0,571783 0,081157 0,000892
18. Краснодарски й край ПАО «ТНС энерго Кубань» (Краснодарский край) 9,85334 3,25775 5,93671 0,65295 0,00593 0,330624 0,602507 0,066267 0,000602
19. Республика Крым ГУП РК "Крымэнерго" 6,42903 3,35631 2,59591 0,47134 0,00547 0,522055 0,403779 0,073314 0,000851
20. Курганская область ОАО "ЭК "Восток" (Курганская область) 7,16999 2,73616 3,51697 0,91082 0,00604 0,381613 0,490513 0,127032 0,000842
21. Курская область ООО "РЭК" (Курская область) 9,42301 2,5438 5,5843 1,28823 0,00668 0,269956 0,592624 0,136711 0,000709
22. Липецкая область ОАО "ЛЭСК" (гЛипецк) 8,81916 2,65885 5,26191 0,89214 0,00626 0,301486 0,596645 0,101159 0,00071
23. Республика Марий Эл ПАО "ТНС энерго Марий Эл" 8,06447 2,88202 4,42104 0,75517 0,00624 0,357373 0,548212 0,093642 0,000774
24. Республика Мордовия ПАО "Мордовская энергосбытовая компания" 8,90264 2,84496 5,07422 0,97645 0,00701 0,319564 0,569968 0,109681 0,000787
25. Мурманская область ООО "Арктик-энерго" 5,51138 2,22548 3,14875 0,13044 0,00671 0,403797 0,571318 0,023667 0,001217
26. Нижегородск ая область ПАО "ТНС энерго НН" 8,21956 2,94168 4,67101 0,60069 0,00618 0,357888 0,56828 0,073081 0,000752
27. Новгородская область ООО "ТНС энерго Великий Новгород" 8,95576 2,5884 5,56392 0,79796 0,00548 0,289021 0,621267 0,0891 0,000612
28. Орловская область ООО "ИНТЕР РАО - Орловский энергосбыт" 7,9364 2,82046 4,62739 0,48214 0,00641 0,355383 0,583059 0,06075 0,000808
29. Пензенская область ООО "ТНС энерго Пенза" 7,53597 2,78281 3,68823 1,05855 0,00638 0,36927 0,489417 0,140466 0,000847
30. Пермский край ПАО "Пермэнергосбыт" 7,1477 2,60714 4,16229 0,37228 0,00599 0,364752 0,582326 0,052084 0,000838
31. Ростовская область ПАО "ТНС энерго Ростов-на-Дону" 8,33857 3,04616 4,29299 0,99333 0,00609 0,36531 0,514835 0,119125 0,00073
32. Рязанская область ПАО "РЭСК" (г.Рязань) 7,78752 2,83412 3,79319 1,15411 0,0061 0,363931 0,487086 0,1482 0,000783
33. Самарская область ОАО "ТЭК" (г.Тольятти) 8,90799 2,79334 5,23037 0,87774 0,00654 0,313577 0,587155 0,098534 0,000734
34. Саратовская область ООО "Русэнергосбыт" (Саратовская область) 7,45867 2,28321 4,62441 0,54401 0,00704 0,306115 0,620005 0,072937 0,000944
35. Свердловская область ОАО "ЭнергосбыТ Плюс" (Свердловская область) 7,51226 2,48324 4,35526 0,66811 0,00565 0,330558 0,579754 0,088936 0,000752
36. г. Севастополь ООО "СЕВЭНЕРГОСБЫТ" 6,41405 3,03373 2,76432 0,61021 0,00579 0,472982 0,430979 0,095136 0,000903
37. Смоленская область АО "АтомЭнергоСбыт" (Смоленская область) 8,77708 2,73551 5,23722 0,79783 0,00652 0,311665 0,596693 0,090899 0,000743
38. Ставропольск ий край ПАО "Ставропольэнергосбыт" 8,04116 3,06026 4,4408 0,534 0,0061 0,380574 0,552259 0,066408 0,000759
39. Тамбовская область ОАО "ТОСК" 8,06465 2,89621 4,15367 1,00831 0,00646 0,359124 0,515047 0,125028 0,000801
40. Республика Татарстан ОАО "Татэнергосбыт" 6,83629 2,72616 3,82809 0,2756 0,00644 0,398778 0,559966 0,040314 0,000942
41. Тверская область ПАО «Россети Центр» - «Тверьэнерго» 8,17914 2,88242 4,56198 0,72876 0,00598 0,352411 0,557758 0,0891 0,000731
42. Тульская область АО "ТНС энерго Тула" 8,75335 2,73966 5,42481 0,58253 0,00635 0,312984 0,619741 0,066549 0,000725
43. Тюменская область ОАО "ЭК "Восток" (Тюменская область) 6,80539 2,19673 3,51697 1,08569 0,006 0,322793 0,516792 0,159534 0,000882
44. Ульяновская область ОАО "Ульяновскэнерго" 7,18727 2,66458 3,90426 0,61254 0,00589 0,370736 0,543219 0,085226 0,00082
45. Челябинская область ООО "МЭК" (г.Магнитогорск) 6,85474 2,65613 3,62029 0,57028 0,00804 0,387488 0,528144 0,083195 0,001173
46. Чувашская Республика АО "Чувашская энергосбытовая компания" 6,58962 2,74879 3,12746 0,7071 0,00627 0,417139 0,474604 0,107305 0,000951
47. Ярославская область ПАО "ТНС энерго Ярославль" 7,95017 2,68877 4,64699 0,6086 0,00581 0,338203 0,584515 0,076552 0,000731
Вторая ценовая зона
48. Республика Алтай АО "Алтайэнергосбыт" (Республика Алтай) 6,70261 2,51962 3,4913 0,68606 0,00563 0,375916 0,520887 0,102357 0,00084
49. Республика Хакасия ООО "Русэнергосбыт" (Республика Хакасия) 6,47344 2,10462 3,84266 0,51936 0,0068 0,325116 0,593604 0,080229 0,00105
50. Кемеровская область ОАО "Кузбассэнергосбыт" 7,19717 2,51435 4,03447 0,6422 0,00615 0,349353 0,560563 0,08923 0,000855
51. Новосибирска я область ОАО "Новосибирскэнергосбыт" 5,27939 2,31767 2,50034 0,45543 0,00595 0,439003 0,473604 0,086266 0,001127
52. Омская область ООО "Омская энергосбытовая компания" (до 01.01.20 АО "ПСК") 6,01765 2,45857 3,00576 0,54741 0,00591 0,40856 0,499491 0,090967 0,000982
53. Томская область ПАО "Томскэнергосбыт" 6,54533 2,36352 3,65545 0,52009 0,00627 0,3611 0,558482 0,07946 0,000958
54. Иркутская область АО "Витимэнергосбыт" 4,37928 2,25349 1,74313 0,37403 0,00863 0,51458 0,39804 0,085409 0,001971
55. Иркутская область ООО "Русэнергосбыт" (Иркутская область) 4,2507 2,13348 1,74313 0,36743 0,00666 0,501913 0,410081 0,08644 0,001567
56. Красноярский край ПАО "Красноярскэнергосбыт" 8,04106 2,22167 5,37447 0,43905 0,00587 0,276291 0,668378 0,054601 0,00073
57. Республика Бурятия ОАО "Читаэнергосбыт" (Республика Бурятия) 5,62656 1,32811 3,9093 0,38338 0,00577 0,236043 0,694794 0,068138 0,001025
58. Забайкальски й край ОАО "Читаэнергосбыт" (Забайкальский край) 5,80258 2,15689 3,24609 0,39385 0,00575 0,371712 0,559422 0,067875 0,000991
Неценовая зона
59. Республика Дагестан ПАО "Россети Северный Кавказ" (до 01.07.20 ПАО "ДЭК") 5,08962 1,93204 2,83696 0,31516 0,00546 0,379604 0,557401 0,061922 0,001073
60. Республика Ингушетия ПАО "Россети Северный Кавказ" -Ингушэнерго 7,37893 1,84388 4,99815 0,531 0,0059 0,249884 0,677354 0,071962 0,0008
61. Республика Северная Осетия-Алания ПАО "Россети Северный Кавказ" (до 01.04.20 ПАО "Севкавказэнерго") 7,82565 1,91371 5,32133 0,58512 0,00549 0,244543 0,679986 0,07477 0,000702
62. Чеченская Республика ПАО "Россети Северный Кавказ" - АО "Чеченэнерго" 5,74103 1,60141 3,85039 0,28336 0,00587 0,278941 0,670679 0,049357 0,001022
63. Республика Тыва АО "Тываэнерго" (до 01.07.22 АО "Тываэнергосбыт") 6,3894 0,99086 4,10493 1,28823 0,00538 0,155079 0,642459 0,20162 0,000842
64. среднее значение (по всем ценовым зонам) 7,506045 2,561208 4,275014 0,663598 0,006225 0,345986 0,564889 0,088272 0,000852
65. минимум (по всем ценовым зонам) 4,2507 0,99086 1,74313 0,13044 0,00527 0,155079 0,39804 0,023667 0,000567
66. максимум (по всем ценовым зонам) 10,53636 3,35631 7,28522 1,28823 0,00863 0,522055 0,754333 0,20162 0,001971
Источник: составлено автором. Source: compiled by the author.
Приложение 3
0,25
0,20
0,15
0,10
0,05
0,00
-0,05
-0,10
ROA
f
I ROA
о о
(N ГМ
GI-CNI-Ol—Dl-CsL
^OiOiOlCOMODOOOO
гННгНгННгНтНтНтН
h* г^ N id
о о
fS СЧ
о
ГЧ_ГМ
—ы—ы—fJ
о о
с± Г-4
о о
ГЧ_IN
Vfl UD тЧ rH
О о
C-J_OL-
^ul^^^^-^'ifOrflfnfOiNlNININfN
О о
rj. Ol
о о
JN_Ы_
(N_PJ_(N_<N
О о
о о
-Р4—Р4—СЫ—W
о о
rt_Csl_
О
IN
"2-0" = <
о -
<
с
о =
5 u
^ и С О О.
о =
Q. ¡4
3 ^
и О
= <
о -
<
с
о <
с
0 =
о. rj
1 £
о
-2-5" = <
о -<
с
о н
-О__
0 =
О. (N
1 £
U Р
е Р
I Ь
С =
f и
С О
О =
Q. (Ч
^ ^
■о Р
- -
о =
о.
S *
О <
С
0J
О <
С
о <
с
о <
п.
о <
с
о <
с
о <
с
У О = <
О п <
с
0J
о <
с
а о = <
О С
<
с
о <
с
о <
с
Рис. 2. Динамика показателя ROA энергокомпаний России за 2010-2020 гг.
Источник: составлено авторомЯоигсе: compiled by the author.
Fig. 2. Dynamics of the ROA indicator of Russian energy companies for 2010-2020
