English     Обратная связь +7 (495) 961-12-06; +7 (495) 252-04-32

Риски потребителей и поставщиков электроэнергии, связанные с вводом Новых правил функционирования оптового рынка

28.04.2006
Источник:  Журнал «ЭнергоРынок», №4, 2006


Источники рисков для потребителей и поставщиков

Проект правил функционирования ОРЭ предполагает множество "степеней свободы" для формирования системы и участников рынка. Возникающая при этом неопределенность параметров будущего рынка является источником рисков для участников ОРЭ.

    Среди таких неопределенностей можно выделить следующие:
  • индексация тарифа и поведение макроэкономических показателей;
  • состав контрагентов по регулируемым договорам (РД);
  • влияние НОРЭМ на надежность энергоснабжения;
  • понимание новой договорной системы судебными и налоговыми органами;
  • темпы перехода от РД к рынку "на сутки вперед" (РСВ);
  • отклонения фактических объемов потребления/производства от плановых;
  • уровень цен на РСВ и балансирующем рынке (БР).     

Отметим, что одна часть перечисленных неопределенностей не зависит от действий потребителей и поставщиков электроэнергии, в то время как другая - полностью или частично ими определяется. Это влияет на степень управляемости соответствующих рисков и на выбор механизмов их снижения.


Риски потребителей

Риски потребителей, связанные с вводом правил НОРЭМ, можно разделить на две категории: технические и экономические. Первые включают в себя риск снижения качества электроэнергии и надежности энергоснабжения.

    Риски второй категории имеют четыре базовые составные части:
  • превышение роста инфляции ростом тарифа по РД;
  • превышение цен на свободном рынке существующего прогноза;
  • высокие темпы снижения доли электроэнергии, покупаемой по РД;
  • высокие объемы отклонений фактического потребления от планового.     

Рассмотрим способы снижения базовых рисков потребителями.

Снижение качества электроэнергии и надежности энергоснабжения

Несмотря на то что риск снижения надежности и качества энергоснабжения всегда существует, сам факт перехода к НОРЭМ не должен оказать влияние на степень этого риска. Правила НОРЭМ изменяют финансово-экономическую надстройку функционирования энергосистемы, но не технологическую базу. Оперативное диспетчерское управление будет осуществляться тем же Системным оператором, и регламенты отработки внештатных ситуаций останутся неизменными. Более того, реформа предполагает повышение долгосрочной надежности поставок по мере развития рынка мощности и перспективного рынка системных услуг, а также ввода новых мощностей, стимулами для которого станут высокие цены на РСВ и механизм гарантирования инвестиций (ПП № 738 от 7 декабря 2005 г.)

При этом потребители могут продолжать работу по хеджированию данных рисков путем введения в договоры со своими контрагентами (СО, ТСО, ГК и пр.) ответственности за снижение качества приобретаемой (продаваемой) энергии.

Превышение роста инфляции ростом тарифа по РД

Тарифы РД на 2006 г. устанавливаются Федеральной службой по тарифам (ФСТ) на уровне существующего тарифа на 2006 г. и в дальнейшем индексируются по формуле, установленной ФСТ.

Переход от ежегодного регулирования тарифов к долгосрочным договорам с определенными правилами снижает неопределенность и ценовые риски для потребителей. В то же время существует вероятность установления формулы индексации, допускающей превышение тарифом роста инфляции или другого разумного показателя. Однако вероятность этого риска низка, так как государство стремится сдерживать рост цен на электроэнергию.

Защитой потребителя от непропорционального роста тарифа является его право сократить объем закупки по пакету РД в пользу РСВ и/или договориться с поставщиком о снижении цены.

Высокие цены на РСВ

Средние цены на свободных рынках (РСВ и БР) превысят средние цены по РД для большинства участников, что обусловлено системой тарифообразования в регулируемом секторе и возможностью потребителей по своей инициативе снижать долю электроэнергии, покупаемую по РД. Таким образом, разницу между объемами, запланированными по РД, и объемами фактического потребления придется покупать по цене, превышающей среднюю по РД. Это риск для большинства потребителей.

Кроме того, потребителям угрожают колебания цен по причине аварийных ситуаций, изменения спроса, низкой активности на рынке и нарушений правил функционирования рынка со стороны его участников.

Хеджирование риска ценовых колебаний возможно через заключение двусторонних договоров на свободном рынке (СДД), где могут быть либо оговорены фиксированные объемы, либо указаны условия покупки (продажи) отклонений.

В рамках НОРЭМ потребители периодически будут играть роль поставщиков (в случае недопотребления объемов, предусмотренных в РД). Если в часы продажи электроэнергии сложившиеся на РСВ (БР) цены будут ниже тарифа покупки по РД, то потребитель понесет убытки. Такая ситуация может, например, сложиться в случае непредвиденно теплой погоды в январе, когда все потребители одновременно снизят потребление относительно плана и продадут излишки на РСВ (БР). Однако существенное понижение цен на свободном рынке маловероятно, так же как и необходимость продажи излишков электроэнергии в период низких цен.

Высокие темпы снижения доли электроэнергии, покупаемой по РД

Сокращение доли РД (с фиксированным тарифом) в пользу закупок по свободным ценам увеличивает ценовой риск потребителя. Вероятно, по социально-политическим причинам темпы перехода от РД к РСВ, устанавливаемые МЭРТ, будут составлять всего около 5% в год. Других обязательств по сокращению объема РД у потребителя нет. При этом добровольное сокращение должно осуществляться осторожно, поскольку обратного увеличения доли РД не предусмотрено.

Высокие объемы отклонений потребления от планового

Объем потребления электроэнергии может оказаться как выше, так и ниже запланированного в РД. По правилам НОРЭМ такие отклонения будут закупаться (продаваться) на свободном рынке. Отклонения неизбежны, поскольку невозможно точно спланировать почасовое потребление на год, а тем более на пять лет вперед. Кроме того, их причиной могут стать погодные условия, темпы роста потребления, искажения в балансе на 2006 г. Необходимость работы на РСВ и БР повышает требования к качеству планирования потребления, в том числе потребления электроэнергии субабонентами.

    К способам снижения риска высоких потерь по причине отклонений от плана можно отнести:
  • совершенствование системы контроля и учета энергопотребления;
  • заключение СДД на приобретение (продажу) отклонений;
  • внедрение энергосберегающих технологий и снижение потерь.

Риски поставщиков

    Для поставщиков базовыми рисками являются:
  • неисполнение потребителями договорных обязательств по оплате поставок;
  • недостаточный тариф по РД;
  • низкие цены на РСВ;
  • высокая (низкая) доля РД в поставках;
  • высокие объемы отклонений.

Неисполнение договорных обязательств потребителями

Переход к прямым договорам делает поставщиков зависимыми от платежной дисциплины потребителей. В настоящее время ряд АО-сбытов на территории РФ периодически задерживает выплаты за электроэнергию. Безусловно, ни один поставщик не захочет получить их в качестве контрагентов по долгосрочным договорам. Но в силу того, что отключить потребителей компаний-должников нельзя по закону, а большие ограничения ущемляют права потребителей, то кому-то из поставщиков придется столкнуться с неплатежами.

Вероятность неплатежей снижается системными методами. Правила предусматривают, что НП "АТС" может перераспределять денежные потоки поставщиков для обеспечения выполнения обязательств по РД. Помимо этого, предполагается введение механизма гарантирования платежей, природа которого до сих пор является предметом дискуссий.

    Поставщики могут также снижать риск неплатежей путем:
  • участия в процессе урегулирования дебиторской задолженности "проблемной" сбытовой организации;
  • получения дополнительных гарантий, поручительств от местных властей, других контрагентов;
  • компенсации всех или части потерь другими путями (формирование специального фонда и др.).

Недостаточный тариф по РД

Позиция правительства и ФСТ способствует повышению вероятности фиксации и индексации тарифов на уровне, недостаточном для разумной рентабельности. Повышение тарифа в судебном порядке является одним из способов управления данным риском. Однако, как правило, существует более надежное, конструктивное и долгосрочное решение проблемы - повышение эффективности деятельности генерирующей компании. Усиление учета и контроля, снижение затрат, повышение эффективности бизнес-процессов, консервация (утилизация) генераторов (в том числе перевод неэффективных ТЭЦ в котельные), оптимизация финансовой деятельности, реализация высокорентабельных инвестиционных проектов - все это позволяет получить дополнительную прибыль, причем долгосрочность РД снимает риск снижения тарифа.

Низкие цены на РСВ

Отсутствие нижней границы и прописанный в проекте правил ОРЭ механизм принятия нулевой цены при отсутствии ценовых заявок создают риски продажи электроэнергии в убыток в отдельные периоды времени (при вынужденной выработке). Снижение цены на РСВ может также сделать нерентабельными инвестиции в строительство генерирующих мощностей. Однако риск низких цен незначителен. Более того, колебания цен будут выгодны поставщикам.

    Хеджирование риска низких цен осуществляется следующим образом:
  • путем заключения двусторонних договоров на свободном рынке;
  • за счет повышения эффективности деятельности генерирующей компании (см. риск низкого тарифа по РД);
  • для новых генераторов - через механизм гарантирования инвестиций.     

Если поставщик выступает в качестве потребителя (недопроизводство необходимого по РД объема электроэнергии), возникает риск покупки электроэнергии по высоким ценам, который хеджируется путем заключения СДД.

Высокая (низкая) доля РД в поставках

В отличие от цены на РСВ, тариф по РД фиксируется на уровне, определяемом себестоимостью производства, а не балансом спроса и предложения. Поэтому для большинства производителей тариф по РД будет ниже средних цен на РСВ (эффективные генераторы), а для остальных - выше (неэффективные генераторы). Это определяет последствия снижения доли электроэнергии, продаваемой по РД.

Для эффективных генераторов переход на РСВ выгоден, и риском является слишком медленный переход к свободному рынку. Вероятность данного риска высока, поскольку инициатива принадлежит потребителю и Правительству, которое склонно защищать потребителя.

Для неэффективных генераторов РД является способом сохранения высокого тарифа, способом защиты от необходимости бороться на рынке за потребителя, и риск ускоренного перехода к рынку, в том числе по инициативе потребителя, в данном случае высок.

Поставщик не контролирует процесс сокращения доли РД в поставках, однако эффективный генератор может инициировать переговоры с потребителем по сокращению объема РД.

Высокие объемы отклонений выработки от заложенной в балансе

Поставщики будут вынуждены продавать и покупать отклонения на свободном рынке. При этом объемы отклонений определяются в существенной степени профессионализмом планирования (вынужденной выработки и простоев) и поведением на РСВ.

Хеджирование риска потерь на отклонениях возможно путем заключения СДД на приобретение (продажу) отклонений.

Для ТЭЦ существуют риски колебаний тепловой нагрузки, которые приведут к внеплановым торгам на РСВ (БР) или удорожанию производства. Однако анализ показал, что в среднем колебания тепловой нагрузки, независимые от колебаний цен на РСВ, не снизят рентабельности, поскольку плюсы от продажи будут компенсироваться минусами от покупки. При этом важно не допустить существенных отклонений тепловой выработки от плана в целом по году.

Если цена на РСВ превысит себестоимость выработки электроэнергии в конденсационном режиме, ТЭЦ получит дополнительную прибыль.

     Помимо заключения СДД, способами снижения рисков отклонений для ТЭЦ являются:    
  1. Формирование долгосрочных планов как на рынке электроэнергии, так и на рынке тепла с учетом планов развития основных потребителей.
  2. Использование возможностей РСВ (см. рисунок).
    Стимулирование тепловой нагрузки:
  • развитие инфраструктуры системы центрального теплоснабжения;
  • удержание потребителя, в том числе путем снижения тарифа на тепло;
  • замещение собственной выработки выработкой неэффективных котельных. 
  • Временное улучшение экономической ситуации за счет увеличения тарифа на тепло.

Заключение

Основные риски, связанные с вводом НОРЭМ, могут быть снижены за счет грамотного планирования (как долгосрочного, так и "на сутки вперед") и использования механизмов, заложенных в правилах НОРЭМ. Временные колебания цен и внешних условий не окажут существенного влияния на рентабельность участников рынка.

Потребители должны предусмотреть возможный рост затрат на электроэнергию по мере сокращения доли РД, однако изменения в оптовом рынке, скорее всего, не окажут негативного влияния на надежность поставок электроэнергии.

Поставщики должны извлечь максимальную выгоду из РД, повышая эффективность своей деятельности без риска снижения тарифа и оптимизируя загрузку агрегатов. Особо высокие требования предъявляются к системе управления тепловой генерацией.

Максим Куковеров, главный специалист департамента энергетики ОАО "Сибур Холдинг"

Для полноценного анализа рисков, которые может содержать НОРЭМ, особое внимание следует уделять деталям, в частности проектам регламентов оптового рынка. Ряд утверждений статьи - о выгоде колебаний цен для поставщиков, превышении средними ценами РСВ тарифа привязки по РД, праве потребителя сократить объем покупки по пакету РД в качестве защитной меры, невлиянии запуска НОРЭМ на надежность и т. п. - не является бесспорным.

Приемлемость колебаний цен для участника зависит от его склонности к риску. Поставщики, как и покупатели, ставят во главу угла надежность и прогнозируемость финансовых потоков, а возможность заработать на ценовых колебаниях занимает далеко не первое место (за исключением класса специализирующихся на этом энерготрейдинговых компаний-перепродавцов, которому только предстоит сформироваться). Кроме того, средние цены РСВ будут не слишком высокими (особенно ночью, что обусловлено продажей технологических минимумов нагрузки генераторов по ценоприниманию). По сложившейся традиции объемы привязки (балансы) РД могут оказаться немного завышены, в связи с чем потребители (генераторы) будут покупать (продавать) балансовые объемы по цене РД и продавать (покупать) излишки по более низкой цене РСВ.

Cокращение объема РД для покупателя возможно в том случае, если он оплатит поставщику соответствующую мощность по РД за весь период.

Особого внимания требует также проблема изменения надежности энергоснабжения в связи с запуском НОРЭМ. В действующих регламентах ОРЭ и проекте регламентов НОРЭМ в части функционирования БР предусмотрена оплата генераторами команд, отдаваемых Системным оператором (СО), в полном объеме, вне зависимости от того, была эта команда выполнена или нет. В существующей модели ОРЭ генератор, не исполняющий команды, может получать прибыль. При введении НОРЭМ это приведет к тому, что при неисполнении команды СО финансовый результат генератора далеко не всегда будет отрицательным.

    Ниже приведены дополнительные риски НОРЭМ на основании опыта работы потребителей на оптовом рынке:
  1. Оплата нагрузочных потерь по ценам РСВ. Покупатель должен оплачивать разницу цен в своем узле и узле поставщика. Но, во-первых, эту величину невозможно точно спрогнозировать. Во-вторых, разработчики концепции НОРЭМ предлагают заранее увеличить плату за электроэнергию для покупателей на 3%, что в случае принятия новых правил ОРЭ приведет к увеличению конечного среднеотпускного тарифа для покупателей.
  2. Риск участия в балансирующем рынке (БР). Цены БР могут оказаться для потребителя завышенными. При этом в проекте регламентов не предусмотрена возможность заключения хеджирующих договоров на отклонения в БР для потребителей (только для генераторов и экспортеров/импортеров).
  3. Для независимых энергосбытовых компаний риском является продление отсрочки по оснащению коммерческим учетом для энергосбытов АО-энерго (далее - АО-сбыты). Отсутствие коммерческого учета позволяет участнику манипулировать коммерческой информацией, т. е. АО-сбыты смогут занизить стоимость своих отклонений и получить преимущество по оплате отклонений перед остальными участниками.
  4. Как для покупателей, так и для поставщиков риски содержит проект рынка мощности (до запуска отдельного рынка системных услуг). Величину платы за мощность предлагается устанавливать в зависимости от качества поставленной мощности, которое будет определять НП "АТС", исходя из параметров, не имеющих прямого отношения к мощности. При этом неясно, как отнесутся налоговые органы к рассмотрению мощности как товара (а не услуги).
  5. Для независимых энергосбытовых компаний, а также для всех потребителей, которые несут затраты по перекрестному субсидированию, риском является предусмотренная регламентами НОРЭМ возможность для генераторов включать в ГТП собственных нужд энергопотреблющее оборудование, присоединенное к шинам станции и принадлежащее другим хозяйствующим субъектам.

Андрей Андрусов, Cтарший консультант компании Branan


Возврат к списку