Следы конкуренции

1 января 2011 года закончится многолетний переходный период реформирования энергетики. Напомним, реформа ставила задачей эффективное развитие отрасли в результате создания рыночной конкуренции. Самое время посмотреть на результат.

Декларация зависимости

Главные игроки розничных рынков - гарантирующие поставщики (ГП). Во-первых, они унаследовали от монополии инфраструктуру (в первую очередь филиальную сеть), а главное - абонентов на своей территории (обычно в субъекте РФ). Во-вторых, обладают исключительным правом покупать электроэнергию в своей зоне деятельности на оптовом рынке электроэнергии и мощности (ОРЭМ) и продавать - на розничном. В-третьих, правила формирования цены на розничном рынке для ГП сильно отрегулированы нормативными документами, однако допускают серьезную возможность манипуляции. ГП часто жалуются на ущемленное положение: ценообразование у них регламентировано постановлениями правительства РФ и решениями тарифных органов субъектов РФ.

Прочие игроки носят лукавое имя независимых. Почему лукавое? Потому что они свободны в установлении цены для потребителей при продаже на розничных рынках, вот только покупать электроэнергию могут или у ГП (причем продает он ее по той же цене, по которой продал бы непосредственно потребителю), или на ОРЭМ, но отдельным объемом для каждого клиента. Вопрос: откуда брать прибыль независимым энергосбытовым компаниям (НЭСК)?

Возможности у них две. Первая - покупать электроэнергию на розничном рынке, у владельцев малой генерации. Но малые электростанции построены для удовлетворения потребностей собственников - крупных промышленных предприятий, и купить электроэнергию у них можно только в случае избыточной мощности. А мощности малой генерации в сравнении с поставщиками энергии на ОРЭМ невелики. Второй источник прибыли НЭСК - их компетенция: потребитель не обязан глубоко понимать правила электроэнергетики, чтобы выбрать наиболее выгодный тариф ГП. Часть экономического эффекта при этом получает потребитель, другую - энергосбытовая компания. Но и в этом случае размер возможной прибыли сильно ограничен: тарифное меню ГП скудно, а для смены тарифа часто требуется веское обоснование, что в свою очередь требует проведения ряда технических (установки приборов учета, систем сбора данных), организационных и юридических процедур. Результат: энергосбытовых компаний, использующих схему продажи потребителям на розничном рынке электроэнергии, купленной у ГП, - единицы.

Второй вариант заработать - продать потребителям электроэнергию, купленную на ОРЭМ. Но узок круг этих потребителей. Во-первых, они должны быть крупные (есть нормативное требование к величине минимально допустимой присоединенной мощности оборудования). А во-вторых, покупать электроэнергию на ОРЭМ необходимо в точках поставки каждого отдельного потребителя. Это значит, что потребитель должен иметь продвинутую автоматизированную систему учета потребленной электроэнергии. Ставить такую систему за свой счет крайне дорого (инвестиции соразмерны только очень крупному бизнесу), а для сбытовых компаний - еще и рискованно: собственником становится клиент (она физически внедряется в его электросети и оборудование).

Такая ситуация на рынке ставит ГП вне конкуренции. Как используются преимущества?

Невидимое влияние мощности

Постановление правительства РФ № 530 от 31 августа 2006 года утверждает Правила функционирования розничных рынков электрической энергии. Уже по названию видно: на розничных рынках, по замыслу правительства, в отличие от оптового рынка электрической энергии и мощности, обращается только электроэнергия. Между тем механизм формирования конечной цены электроэнергии на розничных рынках стоимость мощности учитывает в полной мере.

Причина этого эффекта кроется в особенностях механизма торговли электроэнергией и мощностью. ГП (и только он!) покупает оба эти товара на ОРЭМ единым объемом для перепродажи множеству отдельных потребителей. НЭСК могут продавать электроэнергию, лишь купленную отдельно для каждого потребителя. Таким образом, если необходимо поставить электроэнергию трем условным потребителям (по 10, 20 и 30 кВт•ч соответственно), то ГП купит (10 + 20 + 30) = 60 кВт•ч. НЭСК при таком раскладе купит на ОРЭМ 10, 20 и 30 кВт•ч по отдельности. При продаже собственно электроэнергии никаких проблем нет, поскольку оба игрока купят, а затем продадут одинаковый объем - 60 кВт•ч.

С мощностью - все иначе. Если ГП потребуется продать трем потребителям 10, 20 и 30 кВт соответственно, то ему совсем не нужно покупать 60 кВт. Значит, чтобы продать одинаковое количество мощности на розничном рынке, ГП и НЭСК могут купить разное ее количество на ОРЭМ (о том, как именно это получается, - чуть ниже). А стоимость мощности высока, и в итоговой себестоимости разница выходит существенная.

На ОРЭМ такие товары, как мощность и электроэнергия, неразделимы. Когда ГП поставляет энергию потребителям, он покупает ее вместе с соответствующим объемом мощности. Чтобы он мог действовать безубыточно, ему необходимо транслировать стоимость купленной мощности на потребителя. Но так как потребитель на розничном рынке, как правило, покупает только электроэнергию, разработан специальный механизм, позволяющий включить в ее цену стоимость мощности. Покупая 1 кВт•ч электроэнергии на розничном рынке, потребитель всегда оплачивает довесок в виде некоторого объема мощности. Какова величина этого довеска? Сколько мощности покупает ГП при покупке 1 кВт•ч электроэнергии? Сколько мощности оплачивает потребитель (или НЭСК), покупая этот 1 кВт•ч у ГП?

ЧЧИМ

Объем потребления мощности рассчитывается как среднее арифметическое из максимумов часового потребления электро­энергии в рабочие дни в установленные системным оператором часы пиковой нагрузки. Рассмотрим процесс на примере месяца m для предприятия X (для простоты примем, что потребление каждый день одинаково). Пусть установленные часы пиковой нагрузки - с 8-го по 16-й и с 22-го по 23-й (см. график 1). Предприятие X потребляет в эти часы 18, 20, 25, 22, 19, 23, 22, 22, 19 кВт•ч и 13, 12 кВт•ч соответственно. Максимум - 25 кВт•ч (в 10-й час суток), что соответствует расчетной мощности в 25 кВт. Значит, предприятие потребило 25 кВт мощности в день. Раз потребление электроэнергии одинаково во все дни месяца, то потребление мощности в месяц m также составит 25 кВт.

Механизм, позволяющий «присоединить» к цене электрической энергии на розничном рынке стоимость соответствующего объема мощности, реализован с помощью характеристики «число часов использования мощности» (ЧЧИМ). Эта характеристика как раз позволяет определить, сколько мощности потребляет предприятие в расчете на 1 кВт•ч потребленной электрической энергии. Расчет простой: объем потребления предприятия за год делится на среднемесячный объем потребления мощности. Чтобы оценить ЧЧИМ на основе данных о почасовом потреблении только за один месяц, необходимо разделить объем потребления электроэнергии за этот месяц на расчетный объем потребления мощности за тот же месяц и умножить результат на 12 (то есть допускаем, что все 12 месяцев года потребление энергии и мощности одинаково). В нашем примере предприятие X потребляет 384 кВт•ч в день, значит, 384*30 = 11520 кВт•ч в месяц. Расчетное ЧЧИМ для этого предприятия составит [11520/25]*12 = 5530.

Возьмем другое предприятие Z. Оно потребляет в каждый час одинаковый объем электрической энергии 16 кВт (см. график 2), а в течение суток - те же 384 кВт•ч, что и предприятие X. Но ЧЧИМ у него будет [(384*30)/16]*12=8640. Ясно, что чем выше уровень ЧЧИМ у потребителя, тем меньше мощности необходимо ему оплатить в довесок к приобретенной электроэнергии, а значит, тем меньше будет стоить для него 1 кВт•ч.

В решениях тарифных органов субъектов РФ значения ЧЧИМ разделяются на несколько диапазонов: менее 2000, затем 2000 - 3000 и т.д. до 7000 и выше. Каждого потребителя относят к одному из таких диапазонов (например, предприятие X - к диапазону от 5000 до 6000), образуя группы. Для всех потребителей одной группы тариф устанавливается одинаковый. Поскольку большинство потребителей не имеют приборов учета, позволяющих накапливать и хранить данные о почасовом потреблении электроэнергии, приказом ФСТ РФ разработаны и закреплены специальные механизмы оценки уровня ЧЧИМ. Но механизмы эти описывают алгоритм определения ЧЧИМ весьма неконкретно, что позволяет ГП манипулировать расчетами, необоснованно относя потребителя к группе с более низким ЧЧИМ.

Но и манипулирование ЧЧИМ не является основным конкурентным преимуществом гарантирующего поставщика.

Коэффициент совмещения

Перейдем, наконец, к рассмотрению вопроса, почему ГП покупает мощности на ОРЭМ меньше, чем продает. Объем покупки формируется следующим образом: в каждый час ГП, являясь перепродавцом, покупает столько энергии, сколько потребляют все его клиенты вместе взятые. Мощность, приобретаемая каждым клиентом, определяется на основании информации о его почасовом потреблении, а мощность, приобретаемая ГП, - на основании информации о почасовом потреблении всех клиентов вместе взятых, то есть на основании суммарного (совмещенного) графика потребления электрической энергии. Рассмотрим этот процесс на простом примере.

Пусть у некоего гарантирующего поставщика GP есть три клиента: X, A и B (см. график 3). Максимум потребления предприятия X - 25 кВт•ч (10-й час), A - 25 кВт•ч (22-й час), B - 25 кВт•ч (12-й час). Максимум суммарного графика потребления (график покупки GP) вообще достигается в 13-й час и составляет 59 кВт•ч. Значит, расчетная мощность, потребляемая X, A и B, составляет 25 кВт у каждого. А расчетная мощность GP - 59 кВт. Обратите внимание: GP продаст (25 + 25 + 25) = 75 кВт мощности, а купит при этом на ОРЭМ только 59 кВт! То есть стоимость продажи потребителям (75 - 59) = 16 кВт мощности - чистая прибыль гарантирующего поставщика помимо той, что обусловлена сбытовой надбавкой.

Этот пример хорошо иллюстрирует действительность, поскольку график потребления предприятия X примерно соответствует графику потребления среднего промышленного предприятия, график A - потреблению населения, а график B - офисных зданий. Все эти категории потребителей обслуживаются среднестатистическим гарантирующим поставщиком. Коэффициент, отражающий, во сколько раз меньше ГП нужно купить мощности, чем он ее продает, называют коэффициентом совмещения мощности (в нашем примере он будет равен 75/59 ? 1,27). В реальности для разных ГП он может быть как больше, так и меньше.

Заметим, что этот принцип расчета в точности соответствует нормативным документам отрасли, всем правилам и регламентам рынков электрической энергии и мощности. Таким образом, не нарушая никаких законов, правил и регламентов, ГП могут получать сверхприбыль до миллиардов рублей в год, а в масштабах всей страны - до десятков миллиардов.

Используя дополнительную сверхприбыль, полученную с учетом коэффициента совмещения мощности, ГП имеет широкие возможности для демпинга. Так, известны случаи, когда, стремясь удержать или переманить клиента, ГП устанавливали для него тариф с очень высоким ЧЧИМ, не соответствующим действительному графику потребления. Это логично: если потребитель крупный, убыток легко перекрывается эффектом совмещения по мощности.

Как уравнять возможности для конкуренции

Регулирующим органам проблема известна, и они пытаются учитывать коэффициент совмещения мощности в тарифных решениях. Поэтому иногда для ГП тариф на продажу мощности ниже тарифа ФСТ РФ на ее покупку на ОРЭМ. Однако доля покупаемой энергии и мощности по регулируемым тарифам уже сейчас не превышает 20%, а с 1 января 2011 года вообще станет равной нулю. Поэтому тарифные решения регулирующих органов уже не играют сдерживающей роли.

Единственный способ усиления конкуренции и улучшения тем самым эффективности функционирования рынков электро­энергии и мощности - изменение механизмов торговли. Серьезное изменение принципов функционирования розничных рынков необходимо и неизбежно: многие из существующих сегодня перестанут работать с исчезновением регулируемого сектора, и произойдет это уже 1 января 2011 года.

В ходе этой финальной реформации необходимо ликвидировать монополистические полномочия гарантирующего поставщика, а главное - уничтожить возможность получать сверхприбыль за счет монопольного права на перепродажу мощности. Это достижимо при условии, во-первых, допуска НЭСК к покупке энергии и мощности единым объемом на ОРЭМ в целях перепродажи своим клиентам, а во-вторых, введения правила определения мощности не в час максимума потребления каждого, а в час максимума потребления всех потребителей субъекта РФ. (В нашем примере на графике 3 это означает, что для всех потребителей мощность будет замерена в 13-й час и автоматически объем мощности, проданной всем потребителям гарантирующим поставщиком, станет равен объему мощности, купленной им на ОРЭМ.)

Единственное серьезное препятствие для такой схемы - наличие потребителей с низкой платежной дисциплиной: они бы остались на обслуживании ГП, в то время как платежеспособные перешли на обслуживание к НЭСК. Поэтому одновременно необходимо принять меры для существенного повышения платежной дисциплины.

Таким образом, идеально-конкурентной картины функционирования электроэнергетики увидеть в России не удастся еще долго, но существенно поднять уровень конкуренции, а значит, и уровень эффективности отрасли, возможность еще есть.