«Выигрыш производителей» оптового рынка электроэнергии и мощности Текст научной статьи по специальности «Экономика и бизнес»

УДК 338.45:621.31

ИЛ. Королев, В.М. Макаров

« В Ы И ГРЫ Ш П РОИ 3 В ОД ИТЕ Л Е И » О ПТОВО ГО Р ЫН КА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ И МОЩНОСТИ

Общепринятая модель рыночного ценообразования в условиях совершенной конкуренции представлена здесь графиком спроса и предложения (рис. 1). В соответствии с экономической теорией «выигрыш производителей» (заштрихованная часть) формируется за счет дополнительных доходов, полученных при установлении равновесной цены (ер) выше экономически обоснованных цен индивидуальных предложений производителей (поставщиков) товаров.

Существующий же рынок электроэнергии существенно отличается от товарных рынков следующими признаками:

— одномоментностью производства и потребления электроэнергии;

— технологическими особенностями режимов работы генерирующего оборудования (рис. 2);

— электроэнергией как товаром первой необходимости.

Рыночное ценообразование на рынке электроэнергии подразумевает определение равновесной цены на каждый час конкретного узла энергосистемы при соответствующей нагрузке (рис. 2) перед поставкой электроэнергии за одни сутки — на так называемом «Рынке на сутки вперед» (РСВ) оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ). На каждый час последующих суток поставщики электроэнергии в соответствии с предполагаемым графиком нагрузки энергосистемы (рис. 2) и с учетом прироста собственных удельных затрат на топливо подают ценовые заявки на выработку определенного количества электроэнергии. Далее администратор торговой системы РСВ ранжирует актуализированные системным оператором ценовые предложения электростанций на каждый час последующих суток в порядке возрастания, соединяя, выработку станций между собой вертикальными линиями — рис. 3.

^ С?с £>, Количество товара Q

Рис. 1. График спроса и предложения

Часы

Рис. 2. Суточная нагрузка энергосистемы

Рис. 3. Модель ценообразования РСВ для конкретного часа следующих суток

Важно отметить, что на рис. 3 объем выработки станций исчисляется не от начала оси абсциссы, а согласно индивидуальной выработке: станция 1 подала заявку на объем

(м0; м^), станция 2 подала заявку на объем м2), и т.д. Также в соответствии с правилам работы оптового рынка некоторые производители электроэнергии — атомные (АЭС)

и гидроэлектростанции (ГЭС), тепловые электростанции (ТЭС), работающие в теплофикационном режиме, обязаны подавать только ценопринимающие заявки, т. е. данные станции согласны произвести электроэнергию по цене, сложившейся в результате торгов. Цена в таких заявках равна нулю, и поэтому их горизонтальная линия выработки лежит на оси абсцисс, но, тем не менее, их объем учитывается в торговом графике — (м>0; м^). Вертикальная линия Б1Б2 является функцией абсолютно неэластичного спроса потребителей и отображает планируемое суммарное значение объема покупаемой электроэнергии. Потребители лишены возможности заявлять цену, поэтому их объем потребления определяется оператором ценопринимающим.

Пересечение функций 5152, и Б1Б2 в точке (ер) определяет для рынка равновесную цену Р(ер), по которой все покупатели будут оплачивать отобранный объем электроэнергии. На рис. 3 равновесная цена совпадает с заявленной ценой станции 4. Станции, не попавшие в торговый график из-за более высокой цены (например, станция 5), не участвуют в ценообразовании и не поставляют электроэнергию на рынок на сутки вперед. Станции, подавшие предложения с ценой, меньше установленной равновесной, получают выигрыш, равный произведению планируемого к поставке объема электроэнергии на разницу между равновесной ценой и заявленной, или фактической (для ценоприни-мающих станций). На РСВ такой максимальный выигрыш приходится на атомные и гидроэлектростанции, вследствие отсутствия топливных затрат у ГЭС и малых, по сравнению с тепловыми электростанциями, затрат на ядерное топливо у АЭС и технологических особенностей загрузки станций в суточном режиме энергосистемы: АЭС в базовой части, ГЭС в базовой и пиковой части графика нагрузки (рис. 2). Наиболее же затратными в части производства электроэнергии являются станции с ценой производства, равной или выше равновесной цены РСВ.

Считаем, что существующий выигрыш производителей на РСВ оказывает существенную экономическую нагрузку на отрасли народного хозяйства, и в конечном счете отражается на увеличении расходов конечных потребителей — населения. Более справедли-

вым мог бы стать принцип установления не равновесной цены, а средневзвешенной — Р(тар) [1]. В этом случае на весь объем выигрыша производителей была бы снижена стоимость электроэнергии для потребителей. Ценовые же заявки станций могли бы регулироваться взаимовыгодным ценообразованием по методике, предложенной в [5], где, с одной стороны, рост спроса на электроэнергию увеличивал бы стоимость ее производства, а с другой — снижал бы темп такого роста за счет зависимости прироста удельных топливных затрат от загрузки генерирующего оборудования: чем больше загрузка станции, тем меньше требуется удельных топливных затрат для производства дополнительной единицы электроэнергии и дешевле ее производство. В связи с этим становится актуальной задача определения величины «выигрыша производителей» на оптовом рынке электроэнергии с последующей оценкой влияния такого «выигрыша» на стоимость электроэнергии для конечных потребителей. Так как ГЭС и АЭС являются крупнейшими бенефициарами существующей системы ценообразования РСВ, целесообразно, в первую очередь, оценить получаемый ими выигрыш.

Для выполнения поставленной задачи необходимо определить фактическую выручку, полученную в результате торгов на РСВ гидро- и атомными электростанциями, и вычесть из нее выручку, которую получили бы эти станции, поставив аналогичный объем электроэнергии по экономически обоснованным ценам. Для более точной оценки, экономически обоснованные цены были рассчитаны нами двумя способами:

— в соответствии с утвержденными тарифами для ГЭС и АЭС при поставке на ОРЭМ электроэнергии, предназначенной для нужд населения;

— на основе учета только удельных переменных затрат в расчетной цене продажи ГЭС и АЭС.

Информационной базой расчетов послужили годовые отчеты ОАО «Концерн Росэнергоатом», ОАО «РусГидро», отчеты Министерства энергетики РФ и данные Федеральной службы по тарифам за 2011 г.

В табл. 1 представлены основные результаты функционирования рынка на сутки вперед ОРЭМ за 2011 г.

Таблица 1

Данные по ОРЭМ за 2011 г.

Ценовая зона ОРЭМ Реализация э/э, млн МВт • ч Цена э/э, руб./МВт • ч Выручка компаний-продавцов, млн руб.

1 — Европа и Урал 2 — Сибирь 608,19 164,65 949,51 540,91 577 483 89 061

Всего 772,84 — 666 543

По данным отчета [4], концерн «Росэнергоатом» поставил на РСВ в 2011 г. 143,5 млрд кВ • ч электроэнергии. Средневзвешенная среднегодовая цена продажи по оценке концерна составила 912 р./ МВт • ч (на 4 % ниже средней цены первой ценовой зоны ОРЭМ). Выручка концерна от продажи собственной и покупной электроэнергии на РСВ в 2011 г. составила 130 797 млн р. Была рассчитана выручка, которую заработал бы концерн, если бы продавал весь фактически поставленный на РСВ объем электроэнергии по установленным тарифам. Такая выручка определялась путем перемножения рассчитанного удельного тарифа (отношение тарифной выручки всех станций концерна к объему отпущенной электроэнергии) 200,36 р./МВт • ч на объем электроэнергии, реально поставленный на ОРЭМ. Эта величина составила 28 752 млн р.

Таким образом, разница между фактически полученной и расчетной тарифной выручкой АЭС составила 102 045 млн р. Такая величина в виде дополнительной экономической нагрузки пришлась на потребителей первой ценовой зоны ОРЭМ (во вторую ценовую зону концерн не поставляет электроэнергию), благодаря функционированию системы маржинального ценообразования на ОРЭМ.

Для расчета маржинальной прибыли по второму способу была рассмотрена следующая структура затрат концерна «Росэнергоатом» на производство и реализацию товаров работ услуг в 2011 г. [4].

В связи с тем, что на РСВ учитываются только переменные затраты и нормальная прибыль компаний (ориентировочно равная ставке рефинансирования ЦБ 8 % по состоянию на 26.12.2011 г.), все статьи затрат, кроме «ядерного топлива», были отнесены к условно-постоянным. Эти статьи возмещаются станциям при продаже мощности. Рассчитанная таким образом удельная цена составила 144,35 р./МВт • ч, а маржинальная прибыль — 110 083 млн р., что на 8,2 млрд р. больше прибыли, рассчитанной по первому способу.

Аналогично был произведен расчет маржинальной прибыли по гидроэлектростанциям компании ОАО «РусГидро» на рынке РСВ в 2011 г.:

— по первому способу — 44 390 млн р.;

— по второму — 39 920 млн р.

В среднем по приведенным расчетам маржинальный доход гидро- и атомных электростанций в 2011 г. на ОРЭМ составил более 148,2 млрд р. (доля Росэнергоатома составила 70 %). Рассчитанная маржинальная прибыль близка к заявленному профильными специалистами значению — 140 млрд р. [3].

По такому же принципу были проведены расчеты и по рынку мощности — конкурентном отборе мощности (КОМ), на котором у Концерна «Росэнергоатом» в 2011 г. выявлен убыток в размере 19 млрд р., а у компании «РусГидро», напротив, доход составил порядка 9 млрд р. В разрезе ценовых зон доля маржинальных доходов ГЭС и АЭС на ОРЭМ (на РСВ и КОМ) в фактической среднеотпускной цене на электроэнергию (с учетом мощности) для конечных потребителей в 2011 г. составила:

Таблица 2 Структура затрат концерна Росэнергоатом

Составляющая затрат Сумма затрат, млн руб.

Материальные затраты 45 872

В том числе топливо ядерное 23 060

Оплата труда 21 721

Страховые взносы 4434

Амортизация ОПФ 19 831

Резервы по ПП РФ № 68 от 30.01.2002 г. 75 583

Прочие расходы 26 120

Всего 192 561

— в первой ценовой зоне ОРЭМ — «Европа и Урал» при фактической среднеотпускной цене 2,46 р./кВт • ч — 0,2 р./кВт • ч (или 8,2 %);

— во второй ценовой зоне — «Сибирь» при фактической среднеотпускной цене 1,6 р./кВт • ч — 0,07 р./кВт • ч (или 4 %).

Приведенные цифры показывают, на какую величину в рублях (или в процентах) могла бы снизиться стоимость 1 кВт • ч покупной электроэнергии (с учетом мощности) для конечных потребителей по соответствующим ценовым зонам оптового рынка электроэнергии при введении государственного регулирования тарифов на электроэнергию и на мощность для ГЭС и АЭС.

В то же время снижение стоимости электроэнергии оказало бы мультипликативное воздействие на региональную экономику ценовых зон ОРЭМ. Для обоснования предположения о наличии мультипликативного эффекта в [2] была выдвинута гипотеза, что при росте расходов на конечное потребление домашних хозяйств также возрастает и валовый внутренний продукт (ВВП), причем на величину большую за счет роста межотраслевого промежуточного потребления, индуцированных инвестиций и налоговых отчислений в бюджет. Для исследования вышеприведенной зависимости сопоставлены статистические данные по ВВП и расходам домашних хозяйств за период — 2002—2011 гг. В результате анализа составлено уравнение регрессии:

У = 1,26Х +15 276,75,

где Х — расходы на конечное потребление домашних хозяйств; У — величина валового внутреннего продукта.

Коэффициент регрессии 1,26 указывает, что в среднем на 1 р. прироста расходов домашних хозяйств валовый внутренний про-

дукт увеличивается на 1,26 р. Таким образом, мультипликативность была подтверждена.

Возврат ГЭС и АЭС к госрегулированию тарифов позволит отраслям народного хозяйства направить сэкономленные средства на оплату электроэнергии в увеличение прибыли и из нее — на частичное повышение фонда оплаты труда (ФОТ). В свою очередь, рост фонда оплаты труда увеличивает с коэффициентом 1,26 валовый региональный продукт, в котором также содержится ФОТ. То есть прирост ВРП, опять увеличивает расходы домашних хозяйств, рост которых приводит к увеличению ВРП, но уже в меньшей степени, и т. д. Всего по вышеуказанному алгоритму при возврате ГЭС и АЭС к госрегулированию тарифов сэкономленные средства предприятий по ценовым зонам ОРЭМ в 2013 или 2014 г. сформировали бы следующий эффект (табл. 3).

Таблица 3

Эффект от сэкономленных средств по предприятиям ОРЭМ

Показатели 2013 2014

Сэкономленные средства пред- 177 217

приятий, млрд руб.

Прирост ВРП, млрд руб. 258 316

В том числе налоги, млрд руб. 44 54

Мультипликатор эффекта 1,5 1,5

Приток дополнительных налоговых отчислений в консолидированный бюджет России составил бы в 2013 и 2014 гг. 24,8 %. Часть этих средств могла бы быть направлена на софинансирование модернизации неэффективных электростанций с ценой производства электроэнергии близкой или выше равновесной (см. рис. 3) РСВ в целях еще большего снижения стоимости покупной электроэнергии для отраслей народного хозяйства.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Беляев, Л.С. Недостатки реализуемой концепции реформирования электроэнергетики России и необходимость ее корректировки [Текст] / Л.С. Беляев. — Иркутск: ИСЭМ СО РАН, 2006. — 48 с. — (Препринт № 1).

2. Королев, И.А. Влияние стоимости приобретаемой электроэнергии на налоговые отчисления предприятия [Текст] / И.А. Королев, Л.Д. Хабачев // Научно-технические ведомости СПбГПУ. — 2012. — № 4(151). — С. 185—190.

3. Миронов, И. Тариф «аварийный» [Текст] / И. Миронов, А. Абрамов // Энергорынок. — 2011. — № 10(93). — С. 14—18.

4. Годовой отчет ОАО «Концерн Росэнергоатом» за 2011 г. [Электронный ресурс]. — Режим доступа: http:/ / rosenergoatom. downstream.ru/ annual report2011/index.html

5. Шевкоплясов, П.М. Основы ценообразования на рынках энергии [Текст] : учеб. пособие / П.М. Шевкоплясов. — 3-е изд. — СПб.: ПЭИПК, 2010. — 450 с.