CC BY
109
УГРОЗЫ И БЕЗОПАСНОСТЬ
31 (124) - 2011
УДК 332.012.334
ВЫПАДАЮЩИЕ ДОХОДЫ РЕГИОНАЛЬНОЙ ЭЛЕКТРОСЕТЕВОЙ КОМПАНИИ: АНАЛИЗ, РАСЧЕТ И МОДЕЛИРОВАНИЕ (на примере ОАО «Волгоградоблэлектро»)
Л. Ю. БОГАЧКОВА,
доктор экономических наук,
профессор кафедры математических методов
и информатики в экономике
E-mail: bogachkova@mail. ru
Волгоградский государственный университет
Е. А. МОСКВИЧЕВ,
кандидат экономических наук,
генеральный директор ОАО «Волгоградоблэлектро» E-mail: mmie@bk. ru И. В. САХАРОВА,
студентка факультета управления и региональной экономики E-mail: Zeppelin89@mail. ru
Волгоградский государственный университет
На современном розничном рынке электроэнергии у региональной электросетевой компании формируются «выпадающие доходы». Это связано с практикой регулирования ее деятельности. Выпадающие доходы обостряют проблему дефицита инвестиций в сети и приводят к повышению конечной цены электроэнергии. Описан процесс формирования выпадающих доходов, представлен метод их расчета, дающий более точные результаты, чем другие методы; оценена эластичность выпадающих доходов по наиболее значимым факторам; обсуждаются способы решения проблемы выпадающих доходов.
Ключевые слова: либерализация электроэнергетики, розничный рынок электроэнергии, региональная электросетевая компания, выпадающие доходы.
Региональные рынки электроэнергии в РФ переживают либерализацию, начавшуюся в 2004 г. и продолжающуюся по настоящее время. В этот период актуальной проблемой для региональных электросетевых компаний стало формирование
у них «выпадающих доходов», или «избыточных расходов», что обусловлено действующей практикой регулирования тарифа на транспортировку электроэнергии вне зависимости от качества управления энергокомпанией. Данное явление угрожает финансовой устойчивости сетевого хозяйства — технологической инфраструктуры электроэнергетики, а следовательно, и экономической безопасности региона. Кроме того, выпадающие доходы погашаются кредитами, стоимость которых включается в регулируемый тариф будущих периодов регулирования, что в конечном счете приводит к росту цены на электроэнергию для потребителей, а значит, и к обострению социальной напряженности. В этой связи разработка методов расчета, моделирования и анализа выпадающих доходов региональной электросетевой компании представляется весьма актуальной задачей для обеспечения устойчивого и безопасного развития электроэнергетики.
Содержание процесса либерализации рынков российской электроэнергетики было определено правительственной программой реформирования отрасли [7]. Она включала в себя разделение региональных вертикально интегрированных монополий АО-энерго по видам деятельности с сохранением естественно-монопольного ядра в сфере транспортировки и распределения электроэнергии и созданием условий для развития конкуренции в сферах генерирования и сбыта.
На практике после вертикального расчленения региональных АО-энерго в секторе генерирования электроэнергии начались интенсивные процессы роста рыночной концентрации [1]. В сфере транспортировки и распределения электроэнергии, напротив, наблюдается раздробленность сетевых компаний, что препятствует реализации положительного эффекта масштаба производства. Сфера сбыта оказалась не конкурентной, а чрезвычайно монополизированной.
По опыту Великобритании и США известно, что разделение транспортировки и сбыта электроэнергии на региональных рынках связано с угрозами и рисками для долгосрочного развития электроэнергетики [9]. В этих странах вертикальная дезинтеграция электроэнергетического бизнеса по видам деятельности (в США — на региональных рынках отдельных штатов) привела к концентрации капитала в сфере сбыта и к дефициту инвестиционных ресурсов в сфере материального производства. Сбытовые компании, аккумулируя денежные средства, инвестировали прибыли в более доходный бизнес, оставляя предприятия электроэнергетики без источников финансирования воспроизводства основных фондов. В итоге недостаточная развитость электрических сетей вызвала крупные аварии в энергосистемах Англии и США, что послужило причиной приостановки реструктуризации отрасли с последующими реверсивными шагами по ее реформированию в этих странах.
Аналогичная ситуация наблюдается сейчас и на российских розничных рынках. Крупные энергосбытовые компании, выделившиеся из состава прежних региональных монополистов АО-энерго, аккумулируют оплату за электроэнергию от значительной части потребителей региона. Нормы прибыли этих компаний на порядок превосходят нормы прибыли электротранспортных (сетевых) организаций (см., например [2]). При этом сбытовые компании, практически свободные от рыночных рисков, не несут обязательств по реинвестированию прибылей в сети, а сетевые компании, оплачивающие все финансовые риски,
оказываются в сложном финансовом положении. Эффект разделения бизнеса по видам усугубляется действующей практикой регулируемого ценообразования на транспортировку электроэнергии [3].
На современных розничных рынках электроэнергии услуга сетевой компании по передаче электроэнергии оплачивается по регулируемому транспортному тарифу. Тариф рассчитывается до наступления периода регулирования (периода, когда тариф будет действовать) методом планирования стоимости затрат сетевой компании путем деления необходимой валовой выручки на прогнозируемый объем транспортировки электроэнергии. В 2007— 2010 гг. продолжительность периода регулирования составляла 1 год, и тариф на компенсацию потерь рассчитывался как средневзвешенное значение фиксированной (регулируемой) ставки и прогноза цены оптового рынка. При этом относительная доля свободной цены оптового рынка неуклонно росла. С 2011 г. для сетевых компаний Волгоградской области период регулирования увеличен до 3 лет. В настоящее время относительная доля прогнозируемой цены оптового рынка в тарифе на компенсацию потерь электросетевой компании составляет 100 %. С 2012 г. тарифы на компенсацию потерь для сетевой организации будут устанавливаться на 5 лет.
Действующий по настоящее время порядок оплаты услуг сетевой компании можно проиллюстрировать на примере оператора сектора коммунальной энергетики Волгоградской области — ОАО «Вол-гоградоблэлектро» (ОАО «ВОЭ»). Эта компания взаимодействует с двумя энергосбытовыми предприятиями: крупной компанией ОАО «Волгогра-дэнергосбыт» первого уровня и мелкой компаний ООО «Волгоградоблэлектросбыт» второго уровня. Первая из них — субъект оптового рынка—закупает электроэнергию по свободной рыночной цене на оптовом рынке. Затем она заказывает сетевой компании ОАО «ВОЭ» услугу по транспортировке этой электроэнергии вплоть до точки присоединения к сетям энергопринимающих устройств потребителей. Стоимость транспортировки рассчитывается как произведение объема электроэнергии, поступившей в сеть, на регулируемый транспортный тариф и представляет собой валовую выручку сетевой компании. В процессе передачи по сетям часть электроэнергии преобразуется в тепло, и на выходе из сетей количество электроэнергии меньше того, которое вошло в сеть. Разность между объемом, поступившим в сеть, и объемом, вышедшим из сети, называется технологическими потерями электроэнергии. Обязанность оплачивать потери в
- 73
настоящее время возложена на сетевую компанию, которая должна возмещать их стоимость из своей выручки. Основанием для этого служит то, что стоимость нормативных потерь учитывается при расчете регулируемого транспортного тарифа и, теоретически, выручки сетевой компании должно хватать как на оплату эксплуатации сетей, так и на покупку потерь. Следует отметить, что на практике фактические потери могут превосходить нормативные. Электроэнергию, вышедшую из сетей ОАО «ВОЭ», получают конечные потребители. Они оплачивают ее мелкой сбытовой компании ОАО «Волгоградоблэлектросбыт» по цене, равной сумме цены оптового рынка, сбытовой надбавки первого уровня, транспортного тарифа и сбытовой надбавки второго уровня. Из общей суммы собранных средств мелкая сбытовая компания получает свою выручку, равную произведению сбытовой надбавки второго уровня на объем электроэнергии, оплаченной потребителями. Остаток представляет собой часть выручки крупной сбытовой компании первого уровня. Следует также отметить, что поставленная, но не оплаченная потребителями электроэнергия рассматривается как коммерческие потери. Стоимость коммерческих, как и сверхнормативных, технологических потерь обязана оплачивать сетевая компания. Это ее долг перед крупной сбытовой компанией. Стоимость этого долга представляет собой вторую часть выручки «крупного сбыта». Следует подчеркнуть, что стоимость потерь вычисляется на основе прогноза цены электроэнергии на оптовом рынке. Однако оплачивает сетевая компания потери с учетом фактической, а не прогнозной цены оптового рынка. В результате она несет убытки и ей не хватает средств для осуществления других планировавшихся ранее расходов (например на реализацию инвестиционной программы).
Таким образом, на сетевую компанию возлагаются все финансовые риски, связанные, во-первых, с недостоверными прогнозами цены оптового рынка и, во-вторых, со сверхнормативными потерями, к которым относятся не только технологические потери, но и коммерческие, обусловленные неплатежами за потребленную электроэнергию и ее хищениями. Убытки сетевых компаний покрываются за счет регулируемой органами исполнительной власти региона платы за подключение к сетям новых потребителей, а также с помощью кредитов. Выплаты по кредитам вместе с процентами включаются в транспортный тариф следующего периода регулирования, что в конечном итоге приводит к росту цены электроэнергии для потребителей.
74 -
Для противодействия угрозе финансовой устойчивости сетевого хозяйства и формирования обоснованных электротранспортных тарифов большой практический интерес представляют разработка и совершенствование методов расчета и количественного анализа выпадающих доходов.
Рассмотрим необходимую валовую выручку (НВВ) регулируемой организации — региональной электросетевой компании — на предстоящий период регулирования (/) и обозначим ее НВВ.. Эта величина рассчитывается по правилу [4]:
НВВК = НВВ. + ДНВВ ,, (1)
Р/ / /—1' у '
где НВВ. — сумма денег, которая в предстоящем периоде ( ) должна обеспечить компенсацию обоснованных производственных расходов и получение прибыли;
ДНВВ/—1 — произошедшее в текущем периоде (/—1) отклонение обоснованных фактических расходов от плановых.
Внеплановые расходы ДНВВ/—1 не были учтены при расчете и утверждении необходимой валовой выручки периода ( —1) и поэтому они учитываются в периоде (/). Слагаемое ДНВВ/—1 в формуле (1) представляет собой «выпадающие доходы» сетевой компании в период /—1). На практике, как правило, величина ДНВВ/—1 принимает положительные значения (со знаком «+»). Значит, соответствующая сумма денег подлежит возмещению. Не исключено, что слагаемое ДНВВ/—1 окажется отрицательным (со знаком «—»). Тогда соответствующую сумму необходимо исключить (вычесть) из НВВ1.
Второе слагаемое в правой части формулы (1) будем называть «выпадающими доходами» и обозначим VD:
ДНВВ = VD. (2)
Выпадающие доходы электросетевой компании имеют ту же структуру, что и ее издержки, которые подразделяются на две основные части: издержки на содержание электросетевого хозяйства и издержки на передачу электроэнергии по сетям. При прочих равных условиях издержки на содержание сетей будут тем больше, чем больший объем электроэнергии передается (транспортируется) по сетям, а издержки на передачу — тем больше, чем больше электроэнергии теряется в процессе ее транспортировки. Аналогично, выпадающие доходы подразделяются на две части:
1 С указанным обстоятельством связана имеющая место терминологическая путаница: «выпадающие доходы» иногда называют «выпадающими расходами», имея в виду, что речь идет о расходах, которые были понесены в период (/— 1), но не были запланированы в необходимой валовой выручке для этого периода.
VD = VD + VD (3)
сод. пер., 4 7
где VD — выпадающие доходы, связанные с внеплановыми расходами на содержание сетей; VD — выпадающие доходы, связанные с внеплановыми расходами на передачу электроэнергии по сетям. Обозначим:
Qф и Qп — фактический и плановый объемы переданной электроэнергии (полезный отпуск электроэнергии);
Жф и Ж — фактический и плановый объемы
потерь электроэнергии в сетях;
Тсод — регулируемый тариф на содержание
сетей;
Тпот. — регулируемый тариф на компенсацию потерь электроэнергии.
В том случае, когда фактический объем переданной электроэнергии превосходит плановый (Шф > Qп), формируются выпадающие доходы по содержанию сетей (VDсод). Для периода регулирования (1) они могут быть рассчитаны по формуле: VD = (а.— Ш ) Т = ДШТ . (4)
сод.] 1 ^п ,у сод.,] сод.,] 4 '
Если фактический объем потерь электроэнергии превосходит плановый (Жф > Жп), то формируются выпадающие доходы по передаче электроэнергии. Для периода регулирования (/) их можно представить в следующем виде:
VD = (Жф. — Ж) Т = ДЖТ
пот. 1 у ф ,1 п . у пот.. 1 1 по
(5)
'пот. 1 х' ф 1 "п , у пот., 1 ■■} пот., у
Суммарные выпадающие доходы для периода регулирования (1) в соответствии с формулами (3—5) равны:
VD = (Ш — Ш ) Т + (Ж — Ж ) Т . (6)
1 ^^ф 1 ^п ,у сод., 1 ^ ф . п ,у пот.,; ^ '
Соотношение (6) представляет собой базовую формулу для расчета выпадающих доходов. Она представлена и обсуждается в работе [5]. Результаты расчетов по этой формуле называются далее расчетами по базовому методу.
Формула (6) адекватно отражает основные при -чины формирования выпадающих доходов. Вместе с тем она не учитывает в явном виде действия ряда важных факторов, и в итоге результаты расчетов, основанных на базовом методе, приводят к заниженной оценке суммы выпадающих доходов.
Дело в том, что в последние годы (до 2011 г.) продолжительность периода регулирования составляла 1 год. При этом тариф на содержание сетей (Тсод., 1) назначался один раз до наступления периода регулирования, учитывался при утверждении НВВ. и не менялся в течение года. В то же время фактический тариф на компенсацию потерь электроэнергии изменялся ежемесячно и вычислялся как
средневзвешенное значение фиксированной (на1-й год) ставки (Рр) и свободной цены электроэнергии на оптовом рынке (Рс):
Т = ю.. Р + (1 — ю.. )Р , (7)
пот., 1 ¡1 р, 1 ^ ¡1 ' с, ¡1 ^ '
где I — номер месяца в 1-м году;
ю — относительная доля фиксированной
ставки (Рр ) в регулируемом тарифе (Тпот.) на
оплату потерь.
Следует подчеркнуть, что при расчете НВВ1 до наступления периода регулирования использовалась лишь фиксированная ставка (Рр 1), которая определялась с учетом прогнозных значений цены оптового рынка (Рс ,). А оплачивать потери сетевой энергокомпании приходилось с учетом не прогнозного, а фактического значения этой переменной, что приводило к возрастанию суммы выпадающих доходов.
На практике для включения выпадающих доходов в ННВ будущего периода регулирования в ОАО «ВОЭ» использовался не базовый метод (6), а следующий:
ТО = ТО и = XЖ • (1 — ю..У(Р .. — Р ). (8)
1 пот., 1 '-Г ф ,] у 1' у с, 1 р, 1' ^ '
Из формулы (8) видно, что используемый в практике ОАО «ВОЭ» метод в отличие от базового метода (6) учитывает динамику свободной цены оптового рынка (Р, 1) и ее отклонение от фиксированной ставки транспортного тарифа (РрОд-нако он не включает в рассмотрение выпадающих доходов от содержания сетей (ТОсод) и отклонения фактических потерь электроэнергии (Жф) от плановых потерь (Жп). Поэтому используемый метод (8), как и базовый метод (6), приводит к заниженной оценке выпадающих доходов.
Для наиболее полного учета всей суммы выпадающих доходов целесообразно использовать следующий модифицированный метод:
VD = (а — Ш ) Т +
1 ^^ф 1 ^п , У сод., 1
= X Жф ..• (ю.. • Р . — (1 — ю )Р — Ж Р . . (9)
ф , ¡1 У ¡1 р, 1 У ¡1' с, 1 п, 1 р, 1 V '
Формула (9) в отличие от (8) включает выпадающие доходы не только от передачи электроэнергии, но и от содержания сетей. Кроме того, она позволяет учесть вклады отклонений фактического объема потерь от планового и фактической цены оптового рынка от прогнозируемой. Модифицированный метод (9) обеспечивает наиболее адекватные результаты расчета выпадающих доходов электросетевой компании по сравнению с другими рассмотренными методами. Различия результатов расчетов выпадающих доходов ОАО «ВОЭ» за 2007—2010 гг., полученные на основе трех описанных методов, показаны на рисунке.
89 711
90 000п
80 000
70 ООО
60 ООО
ю
>
а 50 ООО
о
п 40 ООО
1-
30 000
20 000
10 000
0
□ Метод I ■ Метод
□ Метод
2007
2008
2009
2010
Сопоставление результатов расчета выпадающих доходов ОАО «ВОЭ» в 2008—2010 гг. тремя рассмотренными методами: метод I — базовый; метод II — используемый в практике ОАО «ВОЭ»; метод III — модифицированный
Из анализа рисунка видно, что суммы выпадающих доходов, рассчитанные модифицированным методом, значительно превышают соответствующие суммы, полученные двумя другими способами. Так, по данным на 2010 г., предлагаемый метод дает результат, в 6 раз больший, чем результат, полученный базовым методом, и на 23 % больший, чем результат расчета по методу, используемому ОАО «ВОЭ». В целом динамика выпадающих доходов в 2007—2010 гг. имеет ярко выраженный повышательный характер. Применение модифицированного метода позволяет заключить, что с 2007 по 2010 г. сумма выпадающих доходов ОАО «ВОЭ» увеличилась на 200 %.
Для количественной оценки степени влияния различных факторов на сумму выпадающих доходов (VD) использованы методы корреляционно-регрессионного анализа. В качестве значимых объясняющих переменных были отобраны: фактический объем переданной электроэнергии (бф); разница между фактическим и плановым объемом переданной электроэнергии (Дб); фактический
нем значимости а и по ^-критерию Фишера. Коэффициент детерминации близок к единице: В2 =0,94. Средняя ошибка аппроксимации составляет 8,13 %, что свидетельствует о достаточной степени качества модели.
Дадим экономическую интерпретацию коэ ффициентам регрессии (10). Показатели степеней при (?ф, Д(А IV а и Рс численно равны эластичностям выпадающих доходов по соответствующим переменным. Их значения говорят о том, на сколько процентов изменяется сумма выпадающих доходов, если значение соответствующей переменной возрастает на 1 % (при прочих равных условиях). Так, при увеличении свободной цены оптового рынка (Рс) на 1 % и неизменных значениях всех других переменных выпадающие доходы увеличиваются приблизительно на 1,28 %. Сравнивая показатели степени при б , Дб, Иф, а и Рс, видим, что наибольшее влияние на сумму выпадающих доходов оказывает именно свободная цена оптового рынка (Рс). За ней в порядке убывания коэффициентов (модулей) эластичностей следуют фактический объем передачи электроэнергии (бф), относительная доля фиксированной ставки в тарифе на компенсацию потерь (а), фактический объем потерь (Иф) и отклонение фактического от планового объема передачи электроэнергии (Дб).
В условиях действующей практики регулирования транспортировки электроэнергии сетевая компания имеет ограниченные возможности для снижения выпадающих доходов, описываемых моделью (10). Так, с учетом имеющихся данных за 2007—2010 гг. надежда на будущее понижение цены оптового рынка (Рс) в результате развития конкуренции не представляется обоснованной. Фактический объем передачи электроэнергии
объем потерь электроэнергии (Иф); относительная (б ) при стабильном развитии региональной эко-
ф
доля фиксированной ставки в тарифе на компенсацию потерь электроэнергии (а); свободная цена электроэнергии на оптовом рынке (Рс).
На основе помесячных статистических данных о значениях указанных переменных в ОАО «ВОЭ» за 2007—2010 гг. построена степенная регрессионная модель следующего вида:
VD = ехр
-0,53076. б 0,80455 . р 1,28164 ф
-7,50070 . б 0,80455. Дб 0,1368.
а
ф
(10)
Все параметры и модель в целом являются значимыми по критерию сравнения ^-уровня с уров-
76 -
ф
номики и сетевой энергокомпании также будет увеличиваться. Переменная (а) утратила свою значимость в связи с переходом с 2011 г. на 100 %-ную компенсацию потерь электроэнергии по цене оптового рынка. Остается возможность снижения фактического объема потерь (Иф), связанная с проблемой привлечения инвестиций, и задача повышения точности прогнозов объемов передачи электроэнергии.
Следует отметить, что недостатки регулирования транспортировки электроэнергии и хроническое недоинвестирование сетевой инфраструктуры
являются общими проблемами для большинства стран, в которых быстро произошло полное разделение энергокомпаний по видам деятельности [6, с. 181]. С учетом опыта этих и других стран, для которых указанные проблемы не стояли столь остро, представляется, что в нашей стране было бы целесообразно сохранить вертикальную интеграцию сетевого и сбытового бизнесов на региональных рынках, по крайней мере, до тех пор пока появятся ликвидные финансовые инструменты торговли электроэнергией, все потребители будут снабжены измерительным оборудованием и будет внедрена система управления информацией об объемах потребления электроэнергии [6, с. 24; 8, с. 30-32].
Список литературы
1. Богачкова Л. Ю, Москвичев Е. А. Реструктуризация и реинтеграция производства в современной российской электроэнергетике // Динамика исследования: материалы IV Международной научно-практической конференции. Т. 5. Экономика. София. Болгария: ООД БялГрад-БГ, 2008. С. 61—68. URL: http://www. rusnauka. com/15_DNI_2008/ Economics/33572.doc. htm.
2. Богачкова Л. Ю. К анализу проблем функционирования предприятий региональной электроэнергетики на либерализованном рынке в условиях кризиса // Анализ, моделирование и прогнозирование экономических процессов: материалы I Международной научно-практической интернет-конференции / Воронеж: Изд-во ЦНТИ, 2009. С. 62—70. URL: http://new. volsu. ru/forum/ forum13/topic14/.
3. Богачкова Л. Ю, Москвичев Е. А. О некоторых моделях поддержки и принятия решений по совершенствованию управления в сфере транспортировки и сбыта на розничных рынках электроэнергии в Российской Федерации // Бизнес Информ: науч. журн. Харьковского национального экономического ун-та МОН Украины. 2010. № 4 (2). С. 4—6.
4. Нормативно-правовая документация в сфере электроэнергетики / Приказы Федеральной службы по тарифам Волгоградской области от 06.08.2004 № 20-э/2; от 30.10.2009 № 268-э/1 (с изменениями от 26.10.2010).
5. Овсейчук В. А Выпадающие доходы электросетевых компаний. Комплексная оценка по итогам года // Новости электротехники. 2010. № 2 (62). URL: http://www. news. elteh. ru/arh/2010/63/06.php.
6. Опыт энергорынков: уроки, извлеченные из либерализации рынков электроэнергии // Международное энергетическое агентство (ОЭСР/МЭА 2005). C. 181. URL: http://www. iea. org/russian/pdf/ ElectricityMarket_Russian. pdf.
7. Реформирование электроэнергетики // Официальный сайт РАО «ЕЭС России». URL: http://www. rao-ees. ru/ru/reforming/reason/show. cgi?content. htm.
8. Реформа электроэнергетики в России: вызовы и возможности // Международное энергетическое агентство (ОЭСР/МЭА2005). С. 30—32. URL: http:// www. iea. org/russian/pdf/REFRussianglobal. pdf.
9. Российская электроэнергетика: становление конкурентного рынка и проблемы взаимодействия с потребителем // Специализированный интернет-портал «Информационный центр реформы ЖКХ». 24.08.2006. URL: http://www. sostav. ru/ news/2006/08/24/ko1.
22 сентября 2011 г. в Москве CNews Conferences и CNews Analytics проведут конференцию
«ИКТ в госсекторе: на пути к информационному обществу»
Информационная поддержка — Издательский дом «ФИНАНСЫ и КРЕДИТ»
Основные вопросы конференции: Нужны ли России национальная программная платформа и национальная платежная система? Готово ли российское общество к тотальной информатизации всех сфер государственной жизни? Способно ли российское ИТ-сообщество реализовать поставленные государством ИТ-задачи? Когда ожидать первых результатов от «Информационного общества»?
За дополнительной информацией, а также по вопросам участия обращаться по телефонам: +7 (495) 363-11-57, 5078, 5077, 5035, 5087 либо e-mail: [email protected] Айвазов Армен, Серова Елена, Четвернин Алексей, Крысина Ольга http://events.cnews.ru/
