Факторы, влияющие на формирование цен

28.02..2011
Факторы, влияющие на формирование цен для конечных
потребителей
В соответствии с Федеральным законом 35-ФЗ «Об электроэнергетике»
с 1 января 2011 года в связи с окончанием переходного периода в
электроэнергетике доля электроэнергии и мощности, реализуемых на
оптовом рынке по свободным ценам, достигла 100%.
При этом сохраняется поставка электроэнергии и мощности по
регулируемым ценам (тарифам) населению (до 2014 года) и приравненным к
нему категориям потребителей, а также гарантирующим поставщикам,
функционирующим в отдельных частях ценовых зон оптового рынка, для
которых Правительством Российской Федерации устанавливаются
особенности функционирования оптового и розничных рынков.
В связи с этим, НП «Совет рынка» публикует материалы о структуре
цены на электроэнергию для конечных потребителей (бытовые и небытовые
потребители, закупающие электроэнергию на розничном рынке для
собственного потребления) и факторах, влияющих на ее формирование.
Содержание:
1.
Рынок электроэнергии
1.1. Оптовый рынок электроэнергии и мощности
1.1.1. Рынок электроэнергии
1.1.2. Рынок мощности
1.2. Розничный рынок электроэнергии
2.
Цены и тарифы
2.1. Нерегулируемые цены
2.1.1. Нерегулируемые цены на электроэнергию
2.1.2. Нерегулируемые цены на мощность
2.2. Регулируемые цены (тарифы)
2.2.1. Регулируемые цены на электроэнергию и мощность
2.2.2. Иные цены и их составляющие, подлежащие регулированию
3.
Структура цены для конечного потребителя
4.
Факторы, влияющие на прирост цен для конечных
потребителей
4.1. Увеличение доли либерализации
28.02.2011
Переход распределительных сетей МРСК на регулирование
по принципу возврата на инвестиционный капитал
(RAB- регулирование).
4.3. Долгосрочный рынок мощности (ДРМ) – изменение условий
продажи мощности и факторы, влияющие на цену для
конечного потребителя
5.
Вывод
4.2.
28.02.2011
1. Рынок электроэнергии
В России действует двухуровневый рынок электроэнергии (мощности):
оптовый и розничный.
1.1.
Оптовый рынок электроэнергии и мощности
На оптовом рынке поставщики электроэнергии (генерирующие
компании,
импортеры
электроэнергии)
продают
покупателям
(гарантирующим
поставщикам,
сбытовым
компаниям,
крупным
потребителям, экспортерам электроэнергии) два товара – электроэнергию и
мощность.
Оптовый рынок действует на территории большей части страны и
разделен на две электрически слабо связанные между собой «ценовые» зоны
– в первую входит Европейская часть России и Урал, во вторую – Сибирь.
Регионы Дальнего Востока, Калининградской и Архангельской
областей, Республики Коми относятся к так называемым «неценовым зонам».
В этих регионах по технологическим причинам (изолированность от единой
энергосистемы России) организация конкурентного рынка в настоящее время
невозможна, и продажа электроэнергии и мощности производится по
регулируемым государством ценам (тарифам).
1.1.1. Рынок электроэнергии
Цены на электрическую энергию могут значительно различаться в
отдельных регионах, что связано с разной эффективностью электростанций,
обслуживающих различные регионы страны, и недостаточной пропускной
способностью линий электропередачи.
Основными факторами, влияющими на формирование цен на
электрическую энергию, являются планируемый объем потребления
электроэнергии, цены на топливо и состав генерирующего оборудования,
выбранного Системным оператором к работе, необходимого для покрытия
заявленного в регионах энергопотребления.
Цены на электроэнергию формируются в отношении каждого часа
суток по итогам конкурентного отбора ценовых заявок поставщиков и
покупателей на рынке на сутки вперед.
На рынке электроэнергии возможно также заключение свободных
двусторонних договоров на поставку электроэнергии между поставщиками и
покупателями.
Объемы электроэнергии, соответствующие разнице фактически
поставленных (потребленных) объемов от запланированных в предыдущие
сутки (отклонения), продаются и покупаются на балансирующем рынке.
1.1.2. Рынок мощности
Мощность - особый товар, покупка которого предоставляет участнику
оптового рынка право требования обеспечения готовности генерирующего
оборудования к выработке электрической энергии установленного качества в
28.02.2011
количестве, необходимом для удовлетворения потребности в электрической
энергии данного участника.
Продажа мощности позволяет производителям электроэнергии
получать необходимые средства для обеспечения не зависящих от выработки
электрической энергии условно-постоянных расходов (заработная плата,
налоги и т.д.), а потребителям электроэнергии – осуществлять перспективное
планирование своей инвестиционной, финансовой и производственной
деятельности в соответствии с наличием генерации и стоимостью мощности.
Кроме того, отдельные платежи за мощность минимизируют вероятность
значительного подъема цен на электроэнергию в период максимальных
нагрузок, а заранее гарантированное наличие таких платежей снижает риск
возникновения дефицита и перерывов в энергоснабжении.
Стоимость мощности на оптовом рынке, а также поставщики, которые
будут получать оплату мощности, определяются по итогам конкурентного
отбора мощности (КОМ).
Для участия в КОМ поставщик (или инвестор) в отношении каждого
объекта генерации подает ценовую заявку, содержащую объем мощности,
предлагаемый к продаже, и цену (в руб. за 1 МВт). Системный оператор
отбирает такие заявки, которые наиболее экономически эффективным
способом обеспечивают необходимый объем мощности в энергосистеме с
учетом прогнозируемого потребления, резерва мощности, пропускной
способности сетей и требуемых технических параметров генерации.
Мощность отобранных на КОМ генерирующих объектов оплачивается
покупателями оптового рынка по ценам, определенным по итогам КОМ.
Кроме того, мощность таких объектов может быть продана покупателям по
свободным договорам купли-продажи мощности.
Кроме мощности, отобранной на КОМ, покупатели также оплачивают
мощность новых и модернизируемых генерирующих объектов, которые
строятся в соответствии с отдельным решением Правительства Российской
Федерации и в отношении которых заключены договоры о предоставлении
мощности (ДПМ), а также мощность действующих генерирующих объектов,
не отобранных на КОМ, но поддержание которых необходимо для
обеспечения работы ЕЭС России и функционирования систем
жизнедеятельности (вынужденная генерация).
1.2. Розничный рынок электроэнергии
На розничном рынке гарантирующие поставщики и сбытовые
компании реализуют купленную на оптовом рынке электроэнергию
конечным потребителям.
Гарантирующий поставщик – энергосбытовая компания, обязанная
заключить договор с каждым обратившимся к ней потребителем в зоне ее
деятельности. Договор с гарантирующим поставщиком носит публичный
характер – это значит, что его условия прозрачны и одинаковы для всех
28.02.2011
потребителей. Зона обслуживания гарантирующего поставщика, как правило,
совпадает с границами субъекта федерации.
Прочие, не снабжающие население, энергосбытовые компании могут
заключать договоры с потребителями на любых условиях, в том числе в
части установления цен на электроэнергию.
На розничном рынке реализуется один товар – электроэнергия
(мощность),
стоимость
которого
определяется
как
стоимостью
электроэнергии, на оптовом рынке, так и стоимостью мощности. Покупка
этого товара возможна как покупка по двум ставкам тарифа – ставка на
электроэнергию и ставка мощность (двуставочный тариф), так и по единому
тарифу (одноставочный тариф).
Финансовые требования поставщиков оптового рынка формируются
ежемесячно, определяют стоимость электрической энергии и мощности на
оптовом рынке, которая транслируется в розницу и должна быть
компенсирована энергосбытовой компании конечными потребителями.
2. Цены и тарифы.
2.1. Нерегулируемые цены
С 1 января 2011 года объемы электроэнергии и мощности,
поставляемые на оптовом рынке в ценовых зонах по свободным
(нерегулируемым) ценам, составили 100%. Исключением являются поставки
населению и приравненным к нему категориям потребителей и покупателям
в отдельных частях ценовых зон, определенных Правительством Российской
Федерации.
2.1.1. Нерегулируемые цены на электроэнергию.
На оптовом рынке действует три основных механизма определения
нерегулируемых цен на электроэнергию:
 Свободные
двусторонние
договоры
купли-продажи
электроэнергии (СДД) заключаются между поставщиком и
покупателем электроэнергии. Условия СДД, включая цены,
объемы электроэнергии и сроки поставки, определяются по
соглашению сторон договора;
 Рынок на сутки вперед (РСВ) функционирует в форме
проводимого коммерческим оператором (ОАО «АТС»)
конкурентного отбора ценовых заявок поставщиков и
покупателей на покупку и продажу электроэнергии на
следующие сутки. Под воздействием спроса и предложения на
электрическую энергию формируются объемы планового
производства и потребления электроэнергии, а также цены РСВ.
Главный критерий отбора заявок – максимизация совокупного
выигрыша участников РСВ. При этом
применяется
28.02.2011
маржинальный принцип ценообразования и учитываются потери
электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям и
системные ограничения;
 Балансирующий рынок (БР) функционирует в режиме, близком к
реальному времени, и определяет стоимость электроэнергии в
объеме отклонений фактически произведенной (потребленной)
электроэнергии от плановых почасовых объемов производства и
потребления. Цены балансирующего рынка определяются по
итогам проводимого Системным оператором (ОАО «СО ЕЭС»)
конкурентного отбора ценовых заявок для балансирования
системы.
Рынок на сутки вперед и балансирующий рынок необходимы для более
точного планирования потребления и производства электроэнергии, чего
невозможно добиться только в рамках двусторонних договоров.
2.1.2. Нерегулируемые цены на мощность
Нерегулируемые цены, по которым осуществляется покупка и продажа
мощности на оптовом рынке, определяются механизмом поставки мощности.
 Покупка/продажа мощности по итогам КОМ производится по
ценам, определенным по итогам КОМ исходя из принципа
наименьшей стоимости мощности для потребителя при условии
обеспечения необходимого с учетом резервов объема мощности в
каждой ЗСП, требуемых технических параметров генерирующего
оборудования. Порядок ценообразования на КОМ зависит от
наличия конкуренции в ЗСП, которое устанавливается ФАС
России. Если в ЗСП выявлен недостаточный уровень
конкуренции, то при проведении КОМ в качестве ограничения
цены в заявках поставщиков используется предельный уровень
цены
на
мощность,
устанавливаемый
Правительством
Российской Федерации.
Для АЭС и ГЭС, расположенных в первой ценовой зоне, к цене
мощности, определенной по результатам КОМ, ФСТ России
устанавливается надбавка, отражающая дополнительный объем
средств, необходимых для реализации инвестиционной
программы компаний – владельцев таких станций.
 В свободных договорах цена мощности определяется по
соглашению сторон – поставщика и покупателя.
 ДПМ заключаются генерирующими компаниями в отношении
новых или модернизируемых генерирующих объектов, перечень
которых определяется Правительством Российской Федерации.
Цена мощности таких объектов определяется характерными для
соответствующего типа и размера генерирующего объекта
капитальными и эксплуатационными затратами, фактической
28.02.2011
стоимостью присоединения объекта к электрическим сетям и
учитывает климатические и сейсмические особенности
месторасположения объекта.
 Цена мощности вынужденной генерации устанавливается ФСТ
России исходя из затрат на поддержание таких генерирующих
объектов.
2.2. Регулируемые цены (тарифы)
2.2.1. Регулируемые цены (тарифы) на электроэнергию и мощность
В ценовых зонах по регулируемым тарифам осуществляется поставка
электроэнергии для населения. Также по регулируемым ценам
электроэнергия поставляется гарантирующим поставщикам территорий
Северного Кавказа, Республик Тыва и Бурятия.
В неценовых зонах электроэнергия поставляется по регулируемым
ценам (тарифам) в полном объеме. В соответствии с Федеральным законом
№35 «Об Электроэнергетике» к неценовым зонам оптового рынка относятся
субъекты Российской Федерации, на территории которых функционирование
энергосистемы проходит в условиях отсутствия конкуренции, что вызвано
территориальной замкнутостью, ограниченным числом участников рынка, а
также существенными ограничениями или отсутствием перетока
электроэнергии. В неценовые зоны ОРЭМ входят Дальневосточный регион,
Архангельская и Калининградская области, республика Коми.
2.2.2. Иные цены и их составляющие, подлежащие регулированию
Кроме описанных случаев регулирования цен на электрическую
энергию и мощность на оптовом рынке государственному регулированию
подлежат тарифы сетевых организаций, системного и коммерческого
оператора, сбытовая надбавка гарантирующих поставщиков, а также
предельный уровень цен (price-cap) в зонах свободного перетока (ЗСП) при
проведении конкурентного отбора.
3. Структура цены для конечного потребителя
Цена для конечных потребителей формируется, исходя из четырех
составляющих – генерация, отраслевая инфраструктура (надбавка сбытовой
компании, услуг системного и коммерческого операторов и рынка), сети
(услуги за транспортировку) и розничная составляющая, которая определяет
порядок расчета конечной цены.
Первая составляющая отражает стоимость электроэнергии и мощности,
покупаемых на оптовом рынке.
Стоимость электроэнергии, покупаемой по нерегулируемым ценам,
определяется ценами РСВ и балансирующего рынка.
Стоимость мощность определяется результатами КОМ,
ценами,
установленными для вынужденной генерации, надбавками к цене КОМ,
28.02.2011
установленными для АЭС и ГЭС, и ценами мощности по ДПМ (в том числе
для новых АЭС и ГЭС).
К стоимости электроэнергии и мощности, приобретаемой на оптовом
рынке, прибавляется стоимость услуг по передаче (услуги ФСК), а также
услуг инфраструктурных организаций (ОАО «Администратор Торговой
Системы» и ОАО «Системный Оператор»).
Перечисленные
составляющие
стоимости
формируются
на
федеральном уровне и подлежат обязательной оплате любым покупателем.
Региональные
факторы
определяют
стоимость
услуг
распределительных сетей (МРСК) и энергосбытовых компаний.
Цена электроэнергии для потребителей на розничном рынке зависит от
выбранного покупателем типа оплаты – вида тарифа, по которому будет
рассчитываться стоимость электроэнергии. Это может быть одноставочный
тариф (на электроэнергию с учетом мощности), двуставочный тариф
(раздельные ставки тарифа на электроэнергию и на мощность), зонный тариф
(цена, дифференцируемая по времени суток – ночная, полупиковая, пиковая),
цены для потребителей с почасовым учетом электроэнергии (с
установлением цены на каждый час суток). Отдельно рассчитываются цены
для оплаты отклонений от запланированных объемов потребления.
Данные об этих тарифах публикуются на сайте ОАО «АТС». Отдельно
публикуется составляющая цены, отражающая стоимость услуг ОАО «АТС»
и других инфраструктурных организации - ЗАО «ЦФР» (Центр Финансовых
Расчетов), ОАО «СО», а также стоимость услуг по передаче и сбытовая
надбавка гарантирующего поставщика.
28.02.2011
Структура розничной цены на электроэнергию и мощность
Инфраструктура
(СО, АТС)*
3%
ФСК*
5%
Сбытовая
надбавка*
4%
Региональные
сети*
27%
Региональная
генерация
6%
Электроэнергия и
мощность на
ОРЭМ
55%
* - цены, находящиеся в сфере государственного регулирования
4. Факторы, влияющие на прирост цен для конечных потребителей
4.1. Увеличение доли либерализации
С завершением переходного периода электроэнергетики с 1 января
текущего (2011) года доля электроэнергии, продаваемой на оптовом рынке
по свободным ценам, составила 100%.
Полная либерализация увеличивает стоимость электрической энергии
на оптовом рынке, так как:
- с увеличением объема электроэнергии, продаваемого по
нерегулируемым ценам, растет дополнительный доход гидро- и атомных
станций от продажи электроэнергии на рынке на сутки вперед;
- также растет дополнительный доход эффективных тепловых
станций (в основном ГРЭС) от продажи электроэнергии на рынке на
сутки вперед.
Либерализация не затронула население и приравненные к нему
категории потребителей, объемы поставки которым достигают порядка 20%
от
суммарного
объема
потребления.
4.2. Переход распределительных сетей МРСК на регулирование по
принципу возврата на инвестиционный капитал (RAB-регулирование).
Метод RAB-регулирования (Regulatory Asset Base — регулируемая
база капитала) – это установление долгосрочных тарифов на услуги по
передаче электрической энергии. Введение нового метода, прежде всего,
направлено на привлечение денежных средств в развитие сетей. С этой
целью в тарифе на передачу электроэнергии заложены не только фактические
28.02.2011
затраты компании, но и суммы, обеспечивающие возврат средств, вложенных
в сети, а так же процент дохода для инвестора.
Тариф RAB-регулирования устанавливается на 3-5 лет и формируется
из инвестированного капитала и необходимой валовой выручки, которая, в
свою очередь, включает в себя три компонента: текущие расходы, доход на
инвестированный капитал и возврат инвестированного капитала.
Введение этого метода вследствие значительного объема инвестиций
неизбежно приводит к росту тарифов, значительно опережающему уровень
инфляции.
Кроме того, сетевой тариф в ряде регионов может увеличиваться в
результате включения в него инвестиционной составляющей, ранее
входившей в плату за присоединение, а также решения вопросов
перекрестного субсидирования.
4.3. Долгосрочный рынок мощности (ДРМ) – изменение условий
продажи мощности и факторы, влияющие на цену для конечного
потребителя.
В соответствии с Постановлением Правительства №238 от 13.04.2010,
основным механизмом стимулирования инвестиционного процесса в сфере
генерации является долгосрочный рынок мощности.
Введение ДРМ предполагает формирование новых условий продажи
мощности, направленных на обеспечение долгосрочной надежности
энергоснабжения в системе, повышение эффективности генерации,
привлечение инвестиций в отрасль.
Рынок мощности начинает формировать региональные ценовые
сигналы для развития генерации, потребления и сетей.
Долгосрочный рынок мощности обеспечивает генерирующим
компаниям гарантию оплаты той мощности, которая была отобрана на
конкурентном отборе (КОМ). Рыночную гарантию оплаты мощности также
получают новые генерирующие объекты, строящиеся в соответствии с
договорами о предоставлении мощности (ДПМ).
При этом существует ряд факторов, приводящих к увеличению
стоимостной нагрузки на конечного потребителя.
 Договоры о предоставлении мощности
Система
ДПМ
обеспечивает
реализацию
главных
задач
реформирования электроэнергетики – закрепление инвестиционных
обязательств по строительству и модернизации генерирующих объектов и
улучшение инвестиционного климата отрасли в целом. Стоимость мощности
новых генерирующих объектов значительно выше стоимости мощности
действующей генерации, поэтому ввод в эксплуатацию новых объектов
неизбежно приведет к росту цен для конечных потребителей. При этом
увеличение стоимостной нагрузки на конечного потребителя будет
28.02.2011
проходить постепенно, по мере ввода в эксплуатацию новых мощностей по
ДПМ.
В отношении мощности новых АЭС и ГЭС, строящихся в соответствии
с
утвержденными
государством
инвестиционными
программами,
заключаются договоры купли-продажи мощности новых АЭС и ГЭС,
аналогичные ДПМ. Цена мощности в таких договорах, в отличие от ДПМ,
устанавливается ФСТ России.
 Надбавка к цене мощности для ГЭС и АЭС.
Для действующих АЭС и ГЭС в цену мощности, продаваемой по
итогам КОМ, включается устанавливаемая ФСТ России инвестиционная
надбавка на строительство новых объектов АЭС и ГЭС, что также приводит
к увеличению стоимости мощности на оптовом рынке и соответственно к
увеличению нагрузки на конечного потребителя.
 Оплата мощности вынужденных генераторов
Вынужденные генераторы – это те генерирующие объекты, мощность
которых не была отобрана на конкурентном отборе, но является
необходимой для функционирования энергосистемы в данный период.
Мощность таких генерирующих объектов оплачивается потребителями ЗСП,
в которой расположены эти объекты. Наличие объемов мощности,
оплачиваемой сверх объемов мощности, отобранных на КОМ, приводит к
увеличению
цены
конечных
потребителей,
расположенных
в
соответствующей ЗСП.
5. Вывод.
Цена электроэнергии для конечного потребителя определяется
различными факторами – стоимостью электрической энергии и мощности на
оптовом рынке, тарифами на услуги по передаче электроэнергии, тарифами
на услуги инфраструктурных организаций, сбытовыми надбавками
гарантирующих поставщиков.
Анализ влияния основных факторов на рост цен для конечных
потребителей показывает следующее:
 в рамках изменения цен на оптовом рынке, основными
факторами, сказывающимися на цене электроэнергии для
конечных потребителей, являются изменение цен на топливо и
изменение
условно-постоянных
затрат
поставщиков
в
соответствии с уровнем инфляции;
 Значительный, опережающий темпы инфляции рост стоимости
услуг распределительных сетей и тарифа на передачу связан с
изменением методологии регулируемого ценообразования на эти
услуги – переходом к методологии RAB-регулирования.