Факторы влияющие на цену и тарифы электроэнергии и мощности

Для того чтобы понять насколько сильно вырастут цены на электроэнергию и мощность необходимо разобрать какие факторы оказывают влияние на них. Для этого необходимо детально разобрать каждую составляющую цены и посмотреть, как она формируется и как меняется, ведь это могут быть как цены, которые формируется на рынке, в зависимости от спроса и предложения (цена электроэнергии), так и тарифы устанавливаемые государством (тариф на передачу, сбытовые надбавки).

В конечной цене на электроэнергию можно выделить 4 основные составляющие:

  1. Цена электроэнергии
  2. Цена мощности покупаемой на рынке
  3. Тариф на передачу
  4. Сбытовые надбавки

Первые 3 показателя формируют цену на 95-98% и последняя на 2-5%. Итак, что же влияет на каждую составляющую и как нам определить, куда и с какой скоростью пойдет цена? Начнем анализировать с цены электроэнергии.

Цена электроэнергии и факторы, влияющие на ее рост

Принцип ценообразования на рынке электроэнергии вкратце описан в данной статье, а мы сейчас разберем как формируются конечные цены и что может повлиять на рост или снижение цены на торгах.

Как известно ценообразование на рынке на сутки вперед (РСВ) маржинальное, что значит цена поставки для потребителей формируется по самому дорогому генератору подающему свою заявку. Каждый генератор подает ту или иную ценовую заявку исходя из затрат топлива на генерацию 1 МВт*ч электроэнергии. Следовательно самым первым фактором влияющем на цену будут расходы генераторов на топливо для выработки электроэнергии. Основными типами станций в России являются ГЭС, АЭС и ТЭЦ, но при этом особенностью рынка является то что ГЭС и АЭС подают ценопринимающие заявки (т.е нулевую цену) и следовательно никак не влияют на формирование конечной цены на электроэнергию (за исключением объема, но это будет разобрано дальше). Таким образом максимальное влияние на формирование конечной (замыкающей) цены оказывают ТЭЦ, при этом основным топливом на них являются: газ, уголь, мазут(в основном резервное), торф (слабо распространено). В европейской части России станции на 80% работают на газе и около 20% на угле (остальные виды топлива не имеют высокой значимости поэтому могут быть исключены из анализа), в Сибири и на Дальнем Востоке ситуация обратная, там 80% ТЭЦ работают на угле и лишь около 20% на газе. Исходя из всего вышеперечисленного основное внимание при прогнозе цены на электроэнергию стоит обратить на цены газа и угля, их рост или падение так или иначе будет напрямую влиять на конечную цену электроэнергии.

Следующим показателем который имеет также немаловажное значение является коэффициент полезного действия (КПД) электростанции. Чем он выше, тем соответственно более эффективно сжигаемое топливо превращается в электроэнергию. Сам КПД по большей части зависит от того насколько качественное оборудование стоит на станции. Новые станции созданные по новым технологиям имеют более высокий КПД чем станции построенные 30-40 лет назад. Следовательно ввод новой генерации тормозит рост цен на электроэнергию. Эта тенденция особенно заметна в последние годы при вводе новой генерации. При том что цены на газ за 2011-2014 годы выросли в среднем на 50%, цены на электроэнергию (торгуемую на РСВ) выросли на 22%.

Еще одним важным фактором влияющим на цену электроэнергии является баланс спроса и предложения. Так как ценообразование происходит по самой дорогой цене то чем выше спрос тем до более высокой ступеньки может достать точка пересечения кривых спроса и предложения. Данное утверждение очень хорошо иллюстрирует конец 2008 года и 2009 год во время резкого падения промышленного производства в связи с кризисом. Цены на электроэнергию по 1 ценовой зоне упали на 7% (в среднем 2009 по отношению к 2008) а по второй ценовой зоне на 15%, при том что например тарифы на газ выросли на 5%. Таким образом снижение потребления промышленностью или рост предложения электроэнергии оказывают немаловажное влияние на формирование цен.

Цена мощности и факторы, влияющие на ее рост.

С точки зрения ценообразования, мощность покупаемая, на рынке, сложнее как в понимании факторов так и в их взаимодействии.

По сути на данный момент существует 3 вида цен из которых формируется одна окончательная цена:

  • Мощность отобранная на коммерческом отборе мощности (КОМ)
  • Мощность поставляемая по тарифам (вынужденная генерация)
  • Мощность поставляемая на рынок по договорам о предоставлении мощности (ДПМ)  

Данные процедуры более подробно описаны в этой статье, а мы остановимся на факторах влияющих на цену мощности.

Коммерческий отбор мощности по сути самая конкурентная процедура из 3-х. Так как хоть на данный момент во многих зонах свободного перетока и существует основной поставщик, но контроль со стороны ФАС и сама методика отбора заставляют компании конкурировать между собой. Например, по итогам КОМ на 2015 год была сформирована цена которая оказалась на 30% ниже цены 2014 года. Таким образом, эта составляющая уже внесет свой вклад снижением цены части мощности. В дальнейшем планируется перейти от отборов по ЗСП к отборам по всей ценовой зоне, и тогда конкуренция между генераторами станет еще больше.

Тарифы на мощность устанавливаются для генераторов которых признали необходимыми для работы на рынке (системообразующие генераторы вывод которых из эксплуатации невозможен по технологическим причинам). Данный тариф всегда выше цены КОМ. При этом не вся генерация может получить тариф, а лишь та, которая будет одобрена Минэнерго и Системным Оператором (СО). Чем больше будет введено генерации тем больше ее не пройдет КОМ, при этом вынужденной генерации скорей всего от года к году будет отбираться примерно одинаковое количество, что позволяет предположить что в среднем по ценовым зона рост данной составляющей будет находиться в пределах инфляции.

Во время реформы РАО ЕЭС была сформирована модель, по которой вся генерация продавалась с обязательствами по вводу новых станций или блоков, данные договора получили название «договора о предоставлении мощности» (ДПМ). Суть ДПМ заключается в том что государство гарантирует оплату и рентабельность по этим проектам на определенном уровне что было зафиксировано в документах, которые были подписаны между покупателями и продавцами на рынке. Так как строительство новой станции по определению дороже чем эксплуатация существующей (в большинстве случаев, если не брать изолированные или энергодефицитные регионы) то данная составляющая в цене мощности будет расти опережающими темпами и в 2015 году. Пик ввода ДПМ приходится на период 2014-2017 годов, дальше скорость ввода падет, и нагрузка на цену мощности также будет постепенно падать. Например, в 2020 году заканчивается оплата для первых станций введенных по ДПМ.

Тарифы на передачу и факторы, влияющие на его рост.

На первый взгляд кажется, что с тарифами все довольно просто: как скажут, так и установят, но при более углубленном анализе можно найти и другие факторы которые оказывают немаловажное влияние на данную составляющую цены электроэнергии.

Первая составляющая это инвестиционная программа, по которой сетевые компании должны строить линии, подстанции, обновлять текущее оборудование. Сетевое хозяйство в РФ долгое время не обновлялось, а эксплуатировалось то, что было построено еще при СССР, при этом рост в потребностях присоединения к сетям все это время рос, а оборудование использовалось на грани своих возможностей.  Таким образом, во время реформирования энергетики для сетевых компаний были заложены очень амбициозные планы по вводу мощностей и обновлению фондов, при этом считалось, что потребление электроэнергии будет расти от года к году и тем самым заложенные программы не так критично повлияют на рост стоимости электроэнергии. Но тут вмешался кризис, в который объемы потребления резко упали, а программы были согласованы и не могли быстро отреагировать на снижение спроса, из-за этого получилась весьма неприятная ситуация когда определенное фиксированное количество денег (для инвестиционной программы) было распределено на падающее (а не растущее как по плану) потребление электроэнергии. И таким образом мы получили очень высокий тариф на передачу, который еще больше усугубил ситуацию (для многих стало выгодно развивать собственную генерацию). Последнее время многие инвестиционные программы сетевых компаний пересматриваются и корректируются, поэтому при прогнозе изменения тарифа на электроэнергию необходимо обращать внимание на новости связанные с изменением инвестиционных программ. Данная проблема характерна для стран всего мира, так как техническое перевооружение это дорогостоящий процесс, но его необходимо проводить в энергетике раз в несколько десятков лет.

Другой немаловажный аспект, влияющий на установление тарифов это возможность создавать сетевые компании. Количество сетевых компаний с начала реформы увеличилось в несколько раз, при этом многие компании были созданы для снабжения одного предприятия, или просто для получения тарифа, но при этом никакой дополнительной пользы для комплекса в целом они не несли, но тариф МРСК за счет данных посредников продолжал увеличиваться. В 2015 году данная проблема получает частичное решение, так как котловые тарифы на 2015 год будут устанавливать  уже без учета компаний оказывающих услугу по передаче только одному предприятию, что должно если не снизить тариф, то как минимум взять на себя часть повышения тарифа на передачу.

Также важным параметром для понимания тарифов на передачу является объем потребленной электроэнергии, но в отличие от цены электроэнергии на РСВ снижение спроса ведет к росту тарифа. Данный казус объясняется следующим: расходы на ремонт и обслуживание сетевого хозяйства величина постоянная (невозможно провести работы на ЛЭП на 80%, так как вырастет вероятность аварии) и если эту постоянную величину делить на падающий объем, то тариф будет расти. Поэтому необходимо учитывать, растет или падает потребление электроэнергии в регионе для которого будет установлен тариф на передачу.

Последним, но не самым маленьким критерием является так называемое перекрестное субсидирование, это когда расходы на транспортировку электроэнергии для населения частично перекладывают в счета выставляемые промышленным предприятиям. Проблема перекрестки довольно существенна для многих регионов РФ, но на данный момент никакого решения по данной проблеме не принято. Была попытка частично начать уменьшение этой составляющей, но на данный момент все остается как есть. В дальнейшем исключение этой составляющей цены необходимо исключить, так как население и так платит ее, просто не в составе цены электроэнергии а в составе продукции произведенной промышленностью, но лишнее движение этих денег и непрозрачность ценообразования ведут к значительным потерям для экономики.

Сбытовые надбавки гарантирующих поставщиков и факторы, влияющие на их рост.

Последний этап реформы принес изменения в установление сбытовых надбавок. С 1 января 2013 года сбытовые надбавки устанавливаются в виде процента от оптовой цены электроэнергии и мощности. При этом существует 4 вида максимальной мощности, и для каждого вида устанавливается своя сбытовая надбавка.

Самый главный показатель который влияет на величину сбытовых надбавок это необходимая валовая выручка (НВВ) гарантирующего поставщика. НВВ сумма денег необходимая для функционирования ГП в течении года и выполнения им всех своих обязанностей. Следовательно, данная величина зависит исключительно от расходов сбытовой компании. Самые большие статьи расходов это зарплатный фонд, проценты по кредитам на кассовый разрыв, расходы на аренду помещения и иные расходы (бумага, телефоны и т.д.), поэтому исходя из экономической ситуации в стране можно приблизительно спрогнозировать как изменится НВВ поставщика.

Другим показателем, который оказывает влияние на сбытовую надбавку, является конкуренция за потребителей. Так как предприятия с максимальной мощностью свыше 670 кВт могут стать субъектом оптового рынка или перейти на обслуживание к другой энергосбытовой компании, то гарантирующий поставщик заинтересован в максимально низкой сбытовой надбавке для данной категории потребителей, при этом учитывая что НВВ ему собирать необходимо, гарантирующий поставщик будет стараться переложить все затраты на предприятия с максимальной мощностью до 670 кВт, так как они могут получать электроэнергию только от него. Таким образом с момента введения данной нормы, резко выросли расходы на сбытовую надбавку компаний с максимальной мощностью до 670 кВт. Ограничителем по данному процессу может стать РЭК или введение возможности таким компаниям менять поставщика электроэнергии.

Последний показатель который мы рассмотрим в данном разделе, это изменение оптовых цен от которых собственно и рассчитывается надбавка. В первых 2 разделах мы подробно разобрали как и что влияют на цену электроэнергии и мощности на оптовом рынке, следовательно проанализировав их мы можем также понять на сколько больше или меньше придется заплатить своему гарантирующему поставщику.