С 2011 года все коммерческие потребители России покупают электроэнергию по свободным ценам. В ближайшие годы расходы потребителей на оплату электроэнергии будут только расти, причем без возможности их четкого планирования
В январе 2011 года закончился процесс поэтапной либерализации рынка электроэнергии, запущенный в 2006-м. Теперь вся электроэнергия в стране, за исключением поставляемой населению, продается по свободным ценам. Однако отказ от тарифного регулирования воспринимается участниками рынка как сигнал о дальнейшем повышении цен на энергоресурсы. В краткосрочной перспективе они не видят поводов для снижения расходов бизнеса на оплату энергии.
Даже чиновники федерального масштаба затрудняются прогнозировать реальный рост цен на электроэнергию. Так, глава Минэнерго РФ Сергей Шматко в интервью телеканалу «Россия 24» сообщил, что стоимость электроэнергии в наступившем году не должна вырасти более чем на 15%. «Я очень рассчитываю на то, что мы будем выдерживать эти решения», – говорит он. Бизнесу, в свою очередь, также остается надеяться на это, но на всякий случай планировать больше средств на оплату энергоресурсов и учитывать, что расходная часть бюджетов компаний в условиях нерегулируемых тарифов будет разной, даже при неменяющемся ежемесячном потреблении.
«Пока сложно сказать, насколько успешно будет функционировать рынок в условиях полной либерализации. Однако уже очевидно, что цены на электроэнергию поднимутся не менее чем на 15-20% и рассчитывать на их снижение не приходится», – признает генеральный директор «РКС-энерго» (энергосбытовая компания) Михаил Коломыцев. «Учитывая рост всех составляющих (инфляция, цены на топливо и др.), тариф будет только увеличиваться», – подтверждает заместитель управляющего директора – директор по работе на розничном и оптовом рынках электроэнергии ОАО «Петербургская сбытовая компания» Александр Меркулов. «Чисто математически январские цены на электроэнергию могут быть очень неприятными относительно декабрьских только за счет замещения ранее регулируемым тарифом 20-процентной части электроэнергии на нерегулируемую и увеличения стоимости топлива и передачи электроэнергии по сетям. В феврале цены уже станут сопоставимыми с январскими и их величина будет зависеть в основном от погодных условий или возможных аварий. Непосредственно в Петербурге, Ленинградской области и в регионах, где нет дефицита электроэнергии, колебание стоимости будет не очень существенным. На энергодефицитных территориях электроэнергия будет обходиться дороже», – поясняет Меркулов.
В целом же при планировании бюджетов компаний на 2011 год бизнесу, независимо от его размеров, необходимо хорошо знать уровень своего энергопотребления. «Планировать расходы можно исходя из опыта и интуиции, но наиболее надежный способ – использование современных приборов учета», – утверждают в НП «Всероссийский теплотехнический научно-исследовательский институт» (НП ВТИ). Чтобы избежать неприятных сюрпризов, специалисты института советуют коммерческим потребителям при расчете расходов на электроэнергию выделить величину нерегулируемой цены в счетах за 2010 год и умножить ее на ожидаемый рост цены в 2011-м (по прогнозам – от 15 до 30%). К ожидаемой цене покупки приплюсовать новые регулируемые составляющие стоимости передачи электроэнергии и сбытовую надбавку и получившуюся сумму умножить на 100% потребления, так как вся продажа электроэнергии для юридических лиц будет осуществляться по нерегулируемым ценам. Возможно, этот алгоритм действий выглядит хлопотным и трудоемким, но он по крайней мере позволит прикинуть размер счетов за электроэнергию.
Многолетняя привычка
Заметим, что у потребителей уже выработалась многолетняя привычка к ежегодному увеличению расходов на энергоресурсы, поэтому, как правило, при формировании бюджетов они учитывают такого рода изменения. По всей видимости, отказаться от этой привычки пока не удастся.
Для этого есть вполне объективные причины: устаревшие основные фонды энергосистемы страны, которым требуется модернизация, и необходимость создавать новые – как в генерации, так и в сетевом хозяйстве. Как правило, энергетика имеет 20-летний цикл развития, рассказывает Александр Меркулов, и последний бум в отрасли пришелся на 70-е годы прошлого столетия. В 1990-е годы должен был наступить очередной этап, но из-за экономических потрясений он оказался пропущенным. Вложений средств во внедрение современных технологий и строительство новых мощностей практически не производилось. В итоге теперь приходится не только наверстывать упущенное, но и обеспечивать новые потребности российской экономики. А в арсенале генерирующих компаний много устаревших и дорогих ТЭЦ, ГЭС и АЭС, срочно нуждающихся в модернизации.
Стоит отметить и тот факт, что рынок электроэнергии даже при отпуске тарифов в свободное плавание пока сложно назвать полностью либерализованным. Государство по-прежнему занимается его регулированием, устанавливая на оптовом рынке цены для АЭС и ГЭС. При этом рыночная цена на опте формируется по модели «на сутки вперед» и определяется по итогам торгов электричеством ТЭЦ (отсекая лишь самые дорогие предложения совсем неэффективных станций). Таким образом более дорогие генераторы (ТЭЦ) получают возможность реализовывать свою энергию и вкладывать средства в модернизацию. Судя по всему, это сознательная политика государства, направленная на снижение энергоемкости отечественного производства и модернизацию устаревших теплостанций.
Не исключено, что в ближайшие два года будут внесены некоторые изменения в правила функционирования розничных рынков электрической энергии в части формирования цены. «Чтобы развивать конкуренцию среди генераторов, необходимо уйти от маржинального ценообразования (когда стоимость электроэнергии на рынке определяется самым дорогим генератором) и перейти к средневзвешенному», – считает Михаил Коломыцев. Таким образом, если тарифная нагрузка окажется невыносимой для бизнеса, то у государства всегда есть возможность повлиять на ситуацию и сбалансировать цены.
Тарифный пазл
Конечная стоимость электроэнергии для потребителя складывается из четырех крупных составляющих. Львиная доля (порядка 60%) приходится на покупку электроэнергии у генераторов, еще 8-9% – на оплату услуг Федеральной сетевой компании, эксплуатирующей высоковольтные линии электропередачи, порядка 23-28% забирают распределительные сети, а оставшиеся проценты достаются сбытовикам. Если 60-процентная доля «плавающая», то остальные не меняются в течение года.
Сетевой сектор также находится на стадии масштабных перемен и с 2011 года функционирует по принципам долгосрочного тарифного регулирования. Чтобы не допустить резкого роста стоимости при переходе на новые методики ценообразования, прежде всего на RAB (доходности на инвестированный капитал), органы регулирования применили механизм сглаживания. Это позволит не выйти за рамки утвержденного Федеральной службой по тарифам предельного роста тарифов, с одной стороны, и приведет к тому, что цены на передачу электроэнергии пусть незначительно, но будут увеличиваться в течение длительного периода (пока идет обновление сетей). Так, в частности, тарифы по «Ленэнерго» будут расти в среднем на 15% в течение пяти лет (на 2011 год по Петербургу – на 13, по Ленобласти – на 18%).
Таким образом, снижения расходов на электроэнергию потребителям не стоит ожидать как минимум в ближайшие три-пять лет, поэтому единственным способом оптимизации этой статьи расходов остаются внутренние резервы – повышение точности прогнозирования энергопотребления и внедрение энергоэффективных технологий.
Выбор больших
По мнению специалистов НП ВТИ, если компания может точно спрогнозировать свое потребление и график у нее ровный, то можно выбирать тип тарифа – одно- или двухставочный, дифференцированный по времени суток или почасовой – и уже самостоятельно определять, как выгоднее производить закупку.
Если же график потребления неровный, предприятие приобретает электроэнергию и в секторе «на сутки вперед», и на балансирующем рынке (БР), и по свободным договорам, если они есть, также оплачивает мощность. Оптимизировать расходы возможно за счет повышения точности прогнозирования энергопотребления и выравнивания графика за счет переноса энергопотребления с пиковых часов на ночное время или выходные дни, когда электроэнергия стоит дешевле.
Крупные потребители могут снизить расходы за счет выхода на оптовый рынок (РСВ) и заключения прямых договоров с генерирующими компаниями, сэкономив в конечной цене 3-4%, которые приходятся на оплату услуг сбытовиков. Но это процесс небыстрый. Процедура оформления документов и подготовка производства могут занять от года до полутора лет: компании необходимо зарегистрировать группы точек поставки (ГТП), организовать автоматизированную информационно-измерительную систему коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ).
Кроме того, для достижения реальной экономии необходимо четкое почасовое планирование использования электроэнергии, а это способно организовать далеко не каждое предприятие. То есть потребителю, который готовится выйти на оптовый рынок, нужно подгонять график работы своего оборудования под профиль оптового рынка. «Можно сэкономить 10 млн рублей, но при этом сильно испортить производственный процесс и понести убытки в сотни миллионов. Или, наоборот, исправить производственный процесс, который казался незыблемым, и получить хороший доход на электроэнергии, но таких примеров немного», – говорит Александр Меркулов. По его словам, на оптовом рынке уже работают такие предприятия, как «Балтика», Тихвинский ферросплавный завод и др. Некоторые производства еще готовятся к выходу на оптовый рынок. Как рассказал директор по эксплуатации и техническому развитию концерна «Силовые машины» Николай Сидоренко, компания планирует перейти на оптовый рынок с 2012 года. К этому времени будет введена автоматизированная система технического учета электроэнергии и проведены необходимые организационные мероприятия. «При этом мы предполагаем снижение расходов на оплату электроэнергии за счет исключения сбытовой надбавки розничного продавца и корректного планирования ее потребления», – поделился Сидоренко.
Однако при выходе крупного регионального потребителя на оптовый рынок возможно увеличение цен для других потребителей на этой территории. Зачастую региональные власти не в восторге от подобных решений и активно напоминают такому бизнесу о социальной ответственности. Поэтому рассчитывать на то, что процесс самостоятельного выхода на оптовый рынок крупных потребителей будет иметь массовый характер, в ближайшие предвыборные годы не стоит.
Есть еще одна категория компаний, исторически обладающих мощностями по производству тепло- и электроэнергии. Им особенно выгодно работать самостоятельно на оптовом рынке, что некоторые и делают не один год. В частности, Группа компаний «Кировский завод» имеет собственные мощности по производству тепловой энергии в горячей воде и паре и использует их для обеспечения потребности своих предприятий. Электроэнергия вырабатывается в ограниченном количестве тоже исключительно для собственных нужд и не подается во внешние электрические сети. Все операции по обеспечению электроэнергией и мощностью, необходимой предприятиям ГК, осуществляет на оптовом рынке электроэнергии по прямым договорам с генерирующими компаниями ЗАО «Энергосбытовая компания Кировского завода» – дочернее предприятие, являющееся независимым сбытовиком. «Потребители, предприятия Кировского завода, в 2010 году приобретали электроэнергию по ценам до 13% ниже, чем если бы работали с гарантирующим поставщиком», – объясняют в пресс-службе ГК.
Каким бы привлекательным ни казался подобный опыт, и здесь есть подводные камни. Система работы таких участников рынка может измениться. По некоторым данным, НП «Совет рынка» активно продвигает идею обязать их платить за резервирование мощности на случай аварии в собственной энергосистеме. Но многие отраслевые эксперты не одобряют подобные инициативы.
Сами по себе
Что касается средних и малых производств, то их выбор инструментов оптимизации расходов ограничен. С точки зрения затрат на персонал и других расходов им невыгодно самостоятельно работать на оптовом и розничном рынках электроэнергии. Им удобнее приобретать энергоресурсы у сбытовых компаний. Малому и среднему бизнесу в зависимости от графика работы (день, день/ночь) следует рассчитываться по одноставочному тарифу (число часов использования – ЧЧИ) или установить приборы учета и рассчитываться по тарифу по зонам суток, советует Коломыцев.
Рынок сбытовых компаний только начинает развиваться, и не исключено, что конкуренция между ними приведет к возникновению новых схем и возможностей, интересных потребителям. Сбытовики, к примеру, могут предлагать более выгодные условия, играя на марже сбытовой надбавки. Также в перспективе они научатся управлять рисками и работать с клиентами по фиксированному тарифу. При этом сбытовая компания может предложить некий альтернативный фиксированный тариф, не учитывающий колебания цен на опте. На розничном рынке такие механизмы заложены в его целевой модели, поясняют в НП ВТИ. Но чтобы они заработали, необходимо принять целый пакет нормативных документов, а также решить вопрос перекрестного субсидирования. Поэтому в ближайшие годы внедрение такой модели маловероятно, так как если ранее заявленные планы реформирования реализуются, то нерегулируемые тарифы для населения появятся только после 2014 года.
Тем не менее потребность в фиксированном тарифе есть, что доказывает зарубежный опыт. Так, на Nord pool (электроэнергетической бирже стран Северного региона) есть возможность приобретать электроэнергию заведомо дороже, но по фиксированной цене. В модели отечественного рынка такие механизмы пока не заложены, при этом он базируется на принципе «не планируем, зато приобретаем электроэнергию гарантированно дешевле».
Но потребители, особенно небольшие, ждут введения такого механизма уже сегодня. «При планировании бюджета придется резервировать дополнительные средства на оплату потребленной электроэнергии. Фактически создавать некий страховой депозит, что при дефиците оборотных средств, безусловно, окажет негативное влияние на малый бизнес», – размышляет коммерческий директор опытного машиностроительного производства «Энергопрогресс» Денис Назаров. По его словам, фактически для малого или среднего предприятия выбор поставщика электроэнергии ограничен одной компанией, а некоторая конкуренция возможна только на оптовых рынках. «Поэтому серьезным ценообразующим фактором для мелких предприятий скорее будет их платежеспособность, чем структура себестоимости электроэнергии для сбытовых компаний», – говорит Назаров. Он полагает, что наиболее подходящий вариант для малого бизнеса – фиксированный, нормативно установленный тариф, единый как минимум для конкретного региона (хотя бы в пределах небольшой мощности). Это позволит обеспечить нормальное финансовое планирование и равные условия.
В целом же стоит признать, что в период улучшения транспортной доступности, а также качественного расширения каналов передачи информации, открытости рынков конкуренция для малых и средних предприятий выходит не только на региональный, но и на межгосударственный уровень. Затраты на энергоснабжение для производственных компаний уже сегодня станут весомым фактором ценообразования на их продукцию. Поэтому государству необходимо разработать модели или способы, чтобы продукция небольших потребителей оставалась конкурентоспособной, и стимулировать их к организации производства.
Аналитик департамента исследований ТЭК Института проблем естественных монополий Александр Григорьев считает, что потребителям следует активно защищать свои интересы. Все знают, что есть представители интересов производителей и поставщиков электроэнергии – НП «Совет производителей электроэнергии и стратегических инвесторов электроэнергетики» и НП «Гарантирующих поставщиков и энергосбытовых компаний». «Потребителям же нельзя надеяться лишь на антимонопольную службу. Нужно и самим организованно бороться за свои интересы, например через аналоги вышеуказанных НП, но уже со стороны потребителей, таких, например, как НП „Сообщество покупателей оптового и розничного рынков электроэнергии (мощности)“», – предлагает Григорьев.
Источник:«Эксперт Северо-Запад» №2 (499) / 24 янв 2011
