˝ÌÂ„Ó ˚ÌÓÍ тема номера

24 П Р О Ф Е С С И О Н А Л Ь Н Ы Й Ж У Р Н А Л 0 4 ( 2 9 ) А П Р Е Л Ь 2006

Отметим, что одна часть пере-

численных неопределенностей не

зависит от действий потребителей и

поставщиков электроэнергии, в то

время как другая — полностью или

частично ими определяется. Это

влияет на степень управляемости со-

ответствующих рисков и на выбор

механизмов их снижения.

Риски потребителейРиски потребителей, связанные с

вводом правил НОРЭМ, можно разде-

лить на две категории: технические и

экономические. Первые включают в

себя риск снижения качества элект-

роэнергии и надежности энергоснаб-

жения. Риски второй категории име-

ют четыре базовые составные части:

- превышение роста инфляции

ростом тарифа по РД;

- превышение цен на свободном

рынке существующего прогноза;

Новые правила функциониро-

вания оптового рынка элект-

роэнергии (НОРЭМ) сущест-

венно изменят принцип работы

рынка. В результате участники рын-

ка — поставщики и потребители

электроэнергии — получат как но-

вые возможности, так и риски.

В предлагаемой статье анализиру-

ются основные экономические рис-

ки, обусловленные введением новых

правил, а также предлагаются спосо-

бы их снижения. Основой анали-

за послужил проект постановления

правительства о правилах функцио-

нирования оптового рынка электро-

энергии.

Источники рисков для потребителей и поставщиков

Проект правил функционирова-

ния ОРЭ предполагает множество

«степеней свободы» для формирова-

ния системы и участников рынка.

Возникающая при этом неопреде-

ленность параметров будущего рын-

ка является источником рисков для

участников ОРЭ. Среди таких нео-

пределенностей можно выделить

следующие:

- индексация тарифа и поведение

макроэкономических показателей;

- состав контрагентов по ре-

гулируемым 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 объе-

мов потребления/производства от

плановых;

- уровень цен на РСВ и

балансирующем рынке (БР).

Андрей Андрусов старший консультант компании Branan

Риски потребителейи поставщиковэлектроэнергии,связанные с вводом Новых правилфункционирования оптового рынка

˝ÌÂ„Ó ˚ÌÓÍтема номера

П Р О Ф Е С С И О Н А Л Ь Н Ы Й Ж У Р Н А Л 0 4 ( 2 9 ) А П Р Е Л Ь 2006 25

сложиться в случае непредвиденно

теплой погоды в январе, когда все

потребители одновременно снизят

потребление относительно плана и

продадут излишки на РСВ (БР). Од-

нако существенное понижение цен

на свободном рынке маловероятно,

так же как и необходимость продажи

излишков электроэнергии в период

низких цен.

Высокие темпы снижения долиэлектроэнергии, покупаемой по РД

Сокращение доли РД (с фиксиро-

ванным тарифом) в пользу закупок

по свободным ценам увеличивает

ценовой риск потребителя. Вероят-

но, по социально-политическим при-

чинам темпы перехода от РД к РСВ,

устанавливаемые МЭРТ, будут со-

ставлять всего около 5% в год. Дру-

гих обязательств по сокращению

объема РД у потребителя нет. При

этом добровольное сокращение долж-

но осуществляться осторожно, по-

скольку обратного увеличения доли

РД не предусмотрено.

Высокие объемы отклонений потребления от планового

Объем потребления электроэнер-

гии может оказаться как выше, так и

ниже запланированного в РД. По

правилам НОРЭМ такие отклонения

будут закупаться (продаваться) на

свободном рынке. Отклонения неиз-

бежны, поскольку невозможно точ-

но спланировать почасовое потреб-

ление на год, а тем более на пять лет

вперед. Кроме того, их причиной мо-

гут стать погодные условия, темпы

роста потребления, искажения в ба-

лансе на 2006 г. Необходимость ра-

- высокие темпы снижения доли

электроэнергии, покупаемой по РД;

- высокие объемы отклонений

фактического потребления от пла-

нового.

Рассмотрим способы снижения

базовых рисков потребителями.

Снижение качества электроэнергии и надежностиэнергоснабжения

Несмотря на то что риск сниже-

ния надежности и качества энерго-

снабжения всегда существует, сам

факт перехода к НОРЭМ не должен

оказать влияние на степень этого

риска. Правила НОРЭМ изменяют

финансово-экономическую надст-

ройку функционирования энергоси-

стемы, но не технологическую базу.

Оперативное диспетчерское управ-

ление будет осуществляться тем же

Системным оператором, и регла-

менты отработки внештатных ситуа-

ций останутся неизменными. Более

того, реформа предполагает повы-

шение долгосрочной надежности

поставок по мере развития рынка

мощности и перспективного рынка

системных услуг, а также ввода но-

вых мощностей, стимулами для ко-

торого станут высокие цены на РСВ

и механизм гарантирования инвес-

тиций (ПП № 738 от 7 декабря

2005 г.).

При этом потребители могут

продолжать работу по хеджирова-

нию данных рисков путем введения

в договоры со своими контрагента-

ми (СО, ТСО, ГК и пр.) ответствен-

ности за снижение качества приоб-

ретаемой (продаваемой) энергии.

Превышение роста инфляции ростом тарифа по РД

Тарифы РД на 2006 г. устанавли-

ваются Федеральной службой по та-

рифам (ФСТ) на уровне существую-

щего тарифа на 2006 г. и в дальней-

шем индексируются по формуле, ус-

тановленной ФСТ.

Переход от ежегодного регулиро-

вания тарифов к долгосрочным до-

говорам с определенными правила-

ми снижает неопределенность и це-

новые риски для потребителей. В то

же время существует вероятность ус-

тановления формулы индексации,

допускающей превышение тарифом

роста инфляции или другого ра-

зумного показателя. Однако вероят-

ность этого риска низка, так как го-

сударство стремится сдерживать рост

цен на электроэнергию.

Защитой потребителя от непро-

порционального роста тарифа явля-

ется его право сократить объем за-

купки по пакету РД в пользу РСВ

и/или договориться с поставщиком

о снижении цены.

Высокие цены на РСВСредние цены на свободных

рынках (РСВ и БР) превысят средние

цены по РД для большинства участ-

ников, что обусловлено системой та-

рифообразования в регулируемом

секторе и возможностью потребите-

лей по своей инициативе снижать

долю электроэнергии, покупаемую

по РД. Таким образом, разницу меж-

ду объемами, запланированными по

РД, и объемами фактического по-

требления придется покупать по це-

не, превышающей среднюю по РД.

Это риск для большинства потреби-

телей.

Кроме того, потребителям угро-

жают колебания цен по причи-

не аварийных ситуаций, изменения

спроса, низкой активности на рынке

и нарушений правил функциониро-

вания рынка со стороны его участ-

ников.

Хеджирование риска ценовых

колебаний возможно через заключе-

ние двусторонних договоров на сво-

бодном рынке (СДД), где могут быть

либо оговорены фиксированные объ-

емы, либо указаны условия покупки

(продажи) отклонений.

В рамках НОРЭМ потребители

периодически будут играть роль по-

ставщиков (в случае недопотребле-

ния объемов, предусмотренных в

РД). Если в часы продажи электро-

энергии сложившиеся на РСВ (БР)

цены будут ниже тарифа покупки по

РД, то потребитель понесет убытки.

Такая ситуация может, например,

Поведение ТЭЦ в зависимости от цен на РСВ и

тепловой нагрузки

Цена на РСВ

Производство по конденсационномуциклу и продажа избытка на РСВ

Покупканедостающей

на РСВ

Продажаизбыткана РСВ

Тепловаянагрузка

Средняя плановаявеличина

Себестоимостьконденсационной

выработки

˝ÌÂ„Ó ˚ÌÓÍ тема номера

26 П Р О Ф Е С С И О Н А Л Ь Н Ы Й Ж У Р Н А Л 0 4 ( 2 9 ) А П Р Е Л Ь 2006

- путем заключения двусто-

ронних договоров на свободном

рынке;

- за счет повышения эффектив-

ности деятельности генерирующей

компании (см. риск низкого тарифа

по РД);

- для новых генераторов — через

механизм гарантирования инвести-

ций.

Если поставщик выступает в ка-

честве потребителя (недопроизвод-

ство необходимого по РД объема

электроэнергии), возникает риск по-

купки 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, опре-

деляемом себестоимостью произ-

водства, а не балансом спроса и

предложения. Поэтому для боль-

шинства производителей тариф по

РД будет ниже средних цен на РСВ

(эффективные генераторы), а для

остальных — выше (неэффективные

генераторы). Это определяет по-

следствия снижения доли электро-

энергии, продаваемой по РД.

Для эффективных генераторов

переход на РСВ выгоден, и риском

является слишком медленный пере-

ход к свободному рынку. Вероят-

ность данного риска высока, по-

скольку инициатива принадлежит

потребителю и Правительству, кото-

рое склонно защищать потреби-

теля.

Для неэффективных генераторов

РД является способом сохранения

высокого тарифа, способом защиты

от необходимости бороться на рын-

ке за потребителя, и риск ускоренно-

го перехода к рынку, в том числе по

инициативе потребителя, в данном

случае высок.

Поставщик не контролирует про-

цесс сокращения доли РД в постав-

ках, однако эффективный генератор

может инициировать переговоры с

потребителем по сокращению объе-

ма РД.

боты на РСВ и БР повышает требова-

ния к качеству планирования по-

требления, в том числе потребления

электроэнергии субабонентами. К

способам снижения риска высоких

потерь по причине отклонений от

плана можно отнести:

- совершенствование системы

контроля и учета энергопотребле-

ния;

- заключение СДД на приобрете-

ние (продажу) отклонений;

- внедрение энергосберегающих

технологий и снижение потерь.

Риски поставщиковДля поставщиков базовыми рис-

ками являются:

- неисполнение потребителями

договорных обязательств по оплате

поставок;

- недостаточный тариф по РД;

- низкие цены на РСВ;

- высокая (низкая) доля РД в по-

ставках;

- высокие объемы отклонений.

Неисполнение договорных обязательств потребителями

Переход к прямым договорам де-

лает поставщиков зависимыми от

платежной дисциплины потребите-

лей. В настоящее время ряд АО-сбы-

тов на территории РФ периодически

задерживает выплаты за электро-

энергию. Безусловно, ни один по-

ставщик не захочет получить их в ка-

честве контрагентов по долгосроч-

ным договорам. Но в силу того, что

отключить потребителей компаний-

должников нельзя по закону, а боль-

шие ограничения ущемляют права

потребителей, то кому-то из постав-

щиков придется столкнуться с не-

платежами.

Вероятность неплатежей снижа-

ется системными методами. Прави-

ла предусматривают, что НП «АТС»

может перераспределять денежные

потоки поставщиков для обеспече-

ния выполнения обязательств по РД.

Помимо этого, предполагается вве-

дение механизма гарантирования

платежей, природа которого до сих

пор является предметом дискуссий.

Поставщики могут также сни-

жать риск неплатежей путем:

- участия в процессе урегулиро-

вания дебиторской задолженности

«проблемной» сбытовой организа-

ции;

- получения дополнительных га-

рантий, поручительств от местных

властей, других контрагентов;

- компенсации всех или части по-

терь другими путями (формирова-

ние специального фонда и др.).

Недостаточный тариф по РДПозиция правительства и ФСТ

способствует повышению вероятнос-

ти фиксации и индексации тарифов

на уровне, недостаточном для разум-

ной рентабельности. Повышение та-

рифа в судебном порядке является од-

ним из способов управления данным

риском. Однако, как правило, суще-

ствует более надежное, конструктив-

ное и долгосрочное решение пробле-

мы — повышение эффективности де-

ятельности генерирующей компа-

нии. Усиление учета и контроля, сни-

жение затрат, повышение эффектив-

ности бизнес-процессов, консерва-

ция (утилизация) генераторов (в том

числе перевод неэффективных ТЭЦ в

котельные), оптимизация финансо-

вой деятельности, реализация высо-

корентабельных инвестиционных

проектов — все это позволяет полу-

чить дополнительную прибыль, при-

чем долгосрочность РД снимает риск

снижения тарифа.

Низкие цены на РСВОтсутствие нижней границы и

прописанный в проекте правил ОРЭ

механизм принятия нулевой цены

при отсутствии ценовых заявок созда-

ют риски продажи электроэнергии в

убыток в отдельные периоды времени

(при вынужденной выработке). Сни-

жение цены на РСВ может также сде-

лать нерентабельными инвестиции в

строительство генерирующих мощ-

ностей. Однако риск низких цен не-

значителен. Более того, колебания

цен будут выгодны поставщикам.

Хеджирование риска низких цен

осуществляется следующим образом:

˝ÌÂ„Ó ˚ÌÓÍтема номера

П Р О Ф Е С С И О Н А Л Ь Н Ы Й Ж У Р Н А Л 0 4 ( 2 9 ) А П Р Е Л Ь 2006 27

троэнергию по мере сокращения до-

ли РД, однако изменения в оптовом

рынке, скорее всего, не окажут нега-

тивного влияния на надежность по-

ставок электроэнергии.

Поставщики должны извлечь

максимальную выгоду из РД, повы-

шая эффективность своей деятель-

ности без риска снижения тарифа

и оптимизируя загрузку агрегатов.

Особо высокие требования предъяв-

ляются к системе управления тепло-

вой генерацией.

Высокие объемы отклонений выработки от заложенной в балансе

Поставщики будут вынуждены про-

давать и покупать отклонения на сво-

бодном рынке. При этом объемы от-

клонений определяются в существен-

ной степени профессионализмом пла-

нирования (вынужденной выработки

и простоев) и поведением на РСВ.

Хеджирование риска потерь на

отклонениях возможно путем за-

ключения СДД на приобретение

(продажу) отклонений.

Для ТЭЦ существуют риски коле-

баний тепловой нагрузки, которые

приведут к внеплановым торгам на

РСВ (БР) или удорожанию производ-

ства. Однако анализ показал, что в

среднем колебания тепловой нагруз-

ки, независимые от колебаний цен

на РСВ, не снизят рентабельности,

поскольку плюсы от продажи будут

компенсироваться минусами от по-

купки. При этом важно не допустить

существенных отклонений тепловой

выработки от плана в целом по году.

Если цена на РСВ превысит себе-

стоимость выработки электроэнер-

гии в конденсационном режиме,

ТЭЦ получит дополнительную при-

быль.

Помимо заключения СДД, спосо-

бами снижения рисков отклонений

для ТЭЦ являются:

1. Формирование долгосрочных

планов как на рынке электроэнер-

гии, так и на рынке тепла с учетом

планов развития основных потреби-

телей.

2. Использование возможностей

РСВ (см. рисунок).

3. Стимулирование тепловой на-

грузки:

- развитие инфраструктуры сис-

темы центрального теплоснабжения;

- удержание потребителя, в том

числе путем снижения тарифа на

тепло;

- замещение собственной выра-

ботки выработкой неэффективных

котельных.

4. Временное улучшение эконо-

мической ситуации за счет увеличе-

ния тарифа на тепло.

ЗаключениеОсновные риски, связанные с

вводом НОРЭМ, могут быть сниже-

ны за счет грамотного планирова-

ния (как долгосрочного, так и «на

сутки вперед») и использования ме-

ханизмов, заложенных в правилах

НОРЭМ. Временные колебания цен

и внешних условий не окажут суще-

ственного влияния на рентабель-

ность участников рынка.

Потребители должны предусмот-

реть возможный рост затрат на элек-

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 яв-

ляется бесспорным.

Приемлемость колебаний цен для участника зависит от его склонности к риску. Поставщики, как и покупа-

тели, 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 (балан-

сы) 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 соответствую-

щую 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 предус-

мотрена оплата генераторами команд, отдаваемых Системным оператором (СО), в полном объеме, вне зависи-

мости 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 по-

ставщика. 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 но-

вых 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 от-

клонения в БР для потребителей (только для генераторов и экспортеров/импортеров).

3. Для независимых энергосбытовых компаний риском является продление отсрочки по оснащению ком-

мерческим учетом для энергосбытов АО-энерго (далее — АО-сбыты). Отсутствие коммерческого учета позволя-

ет участнику манипулировать коммерческой информацией, т. е. АО-сбыты смогут занизить стоимость своих от-

клонений и получить преимущество по оплате отклонений перед остальными участниками.

4. Как для покупателей, так и для поставщиков риски содержит проект рынка мощности (до запуска отдель-

ного рынка системных услуг). Величину платы за мощность предлагается устанавливать в зависимости от каче-

ства 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 това-

ра (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.

Максим Куковеровглавный специалист департамента энергетики ОАО «Сибур Холдинг»