С полным текстом статьи можно ознакомиться по ссылке  ЧИТАТЬ И СКАЧАТЬ

ПРОБЛЕМЫ ВЫВОДА ТЭЦ НА РЕГИОНАЛЬНЫЙ РЫНОК ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ И СОЗДАНИЯ ВЕРТИКАЛЬНОЙ ИНТЕГРАЦИИ ЭЛЕКТРОСЕТЕЙ РОССИИ

Кузовкин А.И.
Микроэкономика. 2018. № 2. С. 58-62.

В статье показано, что перевод ТЭЦ с оптового рынка электроэнергии – ОРЭМ на региональный
рынок позволит значительно увеличить комбинированную выработку электроэнергии и тепла
(когенерацию) и приведет к значительной экономии топлива по сравнению с конденсационной вы-
работкой электроэнергии. Изложен опыт Германии по стимулированию когенерации ТЭЦ. Обо-
сновывается целесообразность создания вертикальной интеграции электросетей России как
инструмента значительного снижения тарифов на передачу электроэнергии, которые составля-
ют сегодня 40-45% конечного тарифа для потребителей.
A.I. Kuzovkin. Problems of putting CHP on the regional electric power market and creating a vertical
integration of Russia’s electricity grids
The article shows that transfer of combined heat and power plant (CHP) from the wholesale electric power
market to the regional market will significantly allow to increase the combined generation of electric power
and heat (cogeneration) and will lead to significant fuel savings in comparison with condensate electric
power generation. The author states the experience of Germany on stimulation of cogeneration of CHP. The
author also grounds the expediency of creation of vertical integration of electricity networks of Russia as the
tool of considerable reduction of tariffs for electric power transmission, which now constitute 40-45% of the
final tariff for consumers.
Ключевые слова: региональный рынок электроэнергии, вертикальная интеграция электросетей,
конкуренция, тарифы на электроэнергию.
Keywords: regional electric power market, vertical integration of electricity networks, competition,
electric power tariffs.
1. Целесообразность вывода ТЭЦ на
региональный рынок
В процессе реформирования был создан
конкурентный оптовый рынок электроэнергии
– ОРЭМ, на который выведены все электростан-
ции мощностью свыше 25 МВт, в том числе все
теплоэлектроцентрали (ТЭЦ). Хотя ТЭЦ мо-
гут быть максимально загружены в эффектив-
ном теплофикационном режиме одновременно
только на региональных рынках электроэнер-
гии и тепла. Лишь избыток конденсационной
выработки электроэнергии ТЭЦ может прода-
ваться на ОРЭМ.
Обязательное участие ТЭЦ на ОРЭМ при-
водит к тому, что тариф на электроэнергию
ТЭЦ определяется по маржинальному тарифу
ОРЭМ, равному топливным затратам замыкаю-
щих конденсационных электростанций (КЭС).
Но плата за мощность на ОРЭМ определяется
также по КЭС. Однако капиталоемкость ТЭЦ
значительно больше, чем КЭС. В результате
ТЭЦ не окупает полные затраты и вынуждена
переносить убытки на тепло, которое становит-
ся дороже, чем тепло от новых котельных по-
требителей [1]. При этом падает спрос на тепло
ТЭЦ, и они становятся убыточными. В резуль-
тате неэффективная выработка электроэнергии
ТЭЦ в конденсационном режиме поставляемой
на ОРЭМ, составляет около 50%. Нужно ис-
пользовать положительный опыт Германии по
стимулированию комбинированной выработки
электрической и тепловой энергии.
В Германии с 1 августа 2012 г. вступил в
действие (со сроком окончания в 2020 г.) уже
четвертый вариант закона «Об объединенной
выработке тепловой и электрической энергии»
отмечается в статье В.В.Кудрявого [2].
Во-первых, в законе устанавливается гаран-
тированная цена покупки комбинированной вы-
работки электроэнергии от ТЭЦ на уровне базо-
вого тарифа на электроэнергию за предыдущий
квартал на Лейпцигской бирже. Это означает, что
ТЭЦ выведены из непосредственного участия в
ежедневной ценовой конкуренции ОРЭМа.
МИКРОЭКОНОМИКА № 2 2018 59
ЭКОНОМИКА ПРЕДПРИЯТИЙ,
ОРГАНИЗАЦИЙ И ОТРАСЛЕВЫХ КОМПЛЕКСОВ
Во-вторых, на комбинированную выра-
ботку электроэнергии ТЭЦ установлена над-
бавка для всех потребителей на сумму 750
миллионов евро (около 0,15 цента/кВт·ч).
Надбавка формирует дотацию комбинирован-
ной выработки электроэнергии, которая зави-
сит от установленной мощности.
В-третьих, сетевые операторы доплачива-
ют владельцам ТЭЦ от 0,1 до 3,0 цента/кВт·ч
в зависимости от объема выдачи электроэнер-
гии на низком напряжении 6-10 кВ, не загру-
жающей сеть высокого напряжения, где фор-
мируются основные потери в сетях.
По данным Минэнерго России, потенци-
ал экономии за счет когенерации составляет
37 миллионов тонн условного топлива (т.у.т),
или 120 млрд руб. в год. Это слишком значи-
мая величина, чтобы не решать данную про-
блему [2].
2. Вертикальная интеграция электросе-
тей России
Необходимо остановить рост тарифов на
передачу электроэнергии. Доля стоимости пе-
редачи в тарифе для потребителя выросла с
25% в начале 2000-х годов до 40-45% в 2015 г.
В таблице дан пример расчета структуры
затрат по Межрегиональной распределитель-
ной сетевой компании Юга.
В Программе «Стратегия роста», разрабо-
танной в 2017 г. Институтом экономического
роста им. Столыпина П.Д., «Деловой Росси-
ей» под руководством Б.Ю.Титова дано рас-
четное сокращение тарифа на электрическую
энергию для конечных потребителей только
за счет сетевой составляющей на 27,8% [3].
Это означает снижение тарифа на передачу
электроэнергии более, чем в 2 раза, т.е. с 45%
до 20% в конечном тарифе на электроэнергию
для потребителя. Однако добиться этого будет
непросто. В то же время эта оценка сопоста-
вима с приводимым ниже расчетом при соз-
дании вертикальной интеграции электросетей
для Германии. В России также значительное
снижение сетевой составляющей тарифа воз-
можно лишь при вертикальной интеграции
сетей.
В работе немецких экономистов Х. Грови-
ча и Т. Вейна показано, что вертикально-инте-
грированные сетевые компании-монополисты
(в том числе крупные корпорации, включаю-
щие генерацию, сети и сбыт) обеспечивают
более высокий объем поставок электроэнер-
гии (до 20%) и более низкую плату за доступ
к сети для конечных потребителей (до 30%),
чем вертикально-разделенные (по уровням
напряжения) компании – монополисты [4].
Обоснование этого авторы дают на ос-
нове следующих положений микроэконо-
мики. Компании-операторы электрической
сети могут быть дифференцированы на ин-
тегрированных поставщиков, объединенных
или зависимых поставщиков и независи-
мых поставщиков-компаний общественного
Таблица
Доля составляющих среднего тарифа по МРСК Юга
для конечного потребителя (2016 г.)
№№
пп Наименование %
1. Покупка электроэнергии 51,44
2. Затраты на покупку электроэнергии в целях компенсации
потерь в сетях 8,06
3. Затраты на услуги ФСК 9,79
4. Собственная НВВ МРСК Юга 15,21
5. Собственная НВВ прочих ТСО 9,29
6. Все затраты на сети (2) – (5) 42,35
7. НВВ Гарантирующих поставщиков (ГП) 6,21
60 МИКРОЭКОНОМИКА № 2 2018
ЭКОНОМИКА ПРЕДПРИЯТИЙ,
ОРГАНИЗАЦИЙ И ОТРАСЛЕВЫХ КОМПЛЕКСОВ
пользования.
Интегрированные компании, активные
в высоковольтных сетях, могут иметь более
низкую стоимость по сравнению с вертикаль-
но разделенными поставщиками благодаря
экономии на масштабе (размере). Экономия
на масштабе может быть получена за счет бо-
лее низких трансакционных издержек, так как
их иерархическое институциональное устрой-
ство не требует высоких затрат в переговорах
по заключению контрактов, в то время как
вертикальная дезинтеграция поставщиков их
создает.
Другим возможным объяснением низкой
платы за доступ, устанавливаемой интегриро-
ванными компаниями, может быть предотвра-
щение двойного маржинального ценообразо-
вания. Вертикально разделенные компании
высокого и среднего (низкого) напряжения
приводят к другим рыночным решениям по
ценам и объемам выпуска по сравнению с
вертикально интегрированным поставщиком.
Вертикально разделенные компании уста-
навливают двойные маржинальные цены в
результате максимизации прибыли каждой
из них:
1) плату за доступ РА, взимаемую монопо-
листом сетей высокого напряжения с монопо-
листа сетей среднего (низкого) напряжения;
2) плату, взимаемую с конечного потреби-
теля монополистом сетей среднего (низкого)
напряжения.
Сумма этих цен значительно превышает
цену, взимаемую вертикально-интегрирован-
ным монополистом сети всех уровней напря-
жения с конечного потребителя.
Максимизирующий прибыль монопо-
лист нижнего уровня – сетей среднего (низ-
кого) напряжения определяет оптималь-
ный выпуск в соответствии с равенством
его предельного дохода MRD сумме платы
(цены) за доступ РА к сетям высокого напря-
жения и его предельной стоимости MCD /
MRD = РА + MCD. Монополист высокого уров-
ня – сетей высокого напряжения имеет дело
с кривой спроса монополиста нижнего уров-
ня – сетей среднего (низкого) напряжения
DA = MRD – MCD .
Объединенные (зависимые) компании мо-
гут назначать низкую плату за доступ благо-
даря экономии масштаба (размера), например,
издержки контроля и заключение контрактов
будут ниже по сравнению с двумя независи-
мыми компаниями.
Если эти трансакционные издержки при-
водят к более низким переменным издерж-
кам, то максимизация прибыли объединен-
ной компании приводит к более высокому
уровню поставок электроэнергии потреби-
телям по более низким ценам, чем для неза-
висимых компаний. Вторым фактором мо-
жет быть так называемая угроза регулятора:
так как объединенные (зависимые) компании
являются филиалами четырех националь-
ных вертикально-интегрированных компа-
ний (Verbundunternehmen: EnBW, E.ON, RWE,
Vattenfаll Europe), занимающихся производ-
ством, передачей и сбытом электроэнергии,
то они, вероятно, подвергаются более интен-
сивному контролю Комитета по картелям и
поэтому они осторожны в назначении платы
за доступ.
Предполагая, что Комитет по картелям
Германии будет определять цену на основе
долгосрочных средних издержек (second best,
без субсидий правительства), монополист на-
значит цену, равную средним издержкам плюс
потенциальная стоимость регулирования.
Компании общественного пользова-
ния, руководимые госслужащими, назнача-
ют цены на основе максимизации выручки
(дохода) или максимизации общественного
благосостояния.
На основе вышеприведенного микроэко-
номического анализа можно принять следую-
щие гипотезы:
1) Интегрированные компании назнача-
ют более низкую плату за доступ к сети за
счет экономии трансакционных издержек и
предотвращения двойной маржинализации
цен.
2) Объединенные (зависимые) постав-
щики устанавливают более низкую цену за
доступ к сети: а) чтобы избежать проверок
органов регулирования; б) за счет экономии
масштаба; в) за счет способности определять
более точно затраты в сети, так как знания
быстро распространяются в филиалах объ-
МИКРОЭКОНОМИКА № 2 2018 61
ЭКОНОМИКА ПРЕДПРИЯТИЙ,
ОРГАНИЗАЦИЙ И ОТРАСЛЕВЫХ КОМПЛЕКСОВ
единенной компании.
3) Объединенные поставщики могут
устанавливать более высокие цены за доступ
к сети. Это возможно при учете дифференци-
ации их экономической ориентации (структу-
ры собственности). Компании, где преоблада-
ет частный капитал, максимизируют прибыль,
а компании общественного пользования – до-
ход или общественное благосостояние.
Пример расчета платы за доступ к
электрической сети ВИК-энерго
и разделенных энергокомпаний
1. Примем функцию спроса Dx конечного
потребителя равной:
Dx = 10 – х, где х – объем поставки электро-
энергии, Dx – цена электроэнергии.
2. Кривая долгосрочной стоимости постав-
ки электроэнергии вертикально-интегрирован-
ной компании (ВИК-энерго) равна:
См=7 × ln(1 + x) + 9, а предельная стоимость:
МСм =7 / (1+х).
3. Доход вертикально-интегрированной
компании равен:
Rм= (10 – х) × х.
4. Прибыль вертикально-интегрированной
компании равна:
Пм= (10 – х)× х – 7 × ln(1 + x) – 9.
Максимизируя прибыль Пм (приравни-
вая нулю производную Пм по х), получим оп-
тимальные значения: поставки х = 4,34 и цены
Рм = 5,66, и прибыли Пм = 3,82.
5. Пусть вертикально-интегрированная
компания разделена на монополиста высокого
уровня – сетевую компанию высокого напря-
жения и монополиста нижнего уровня – сете-
вую компанию среднего/низкого напряжения.
5.1. Пусть функция спроса Dx конечного по-
требителя та же самая, как в п.1.
5.2. Пусть кривая стоимости монополиста
нижнего уровня имеет вид:
Сх= 3 × ln(1+x) + 4, кривая предельной
стоимости:
МСх =3 / (1+х)
5.3. Пусть кривая стоимости монополиста
верхнего уровня имеет вид:
Сх=4 × ln(1+x) + 5, кривая предельной
стоимости:
МСх = 4 / (1+х).
Таким образом, сумма кривых стоимости
монополистов верхнего и нижнего уровней рав-
на кривой стоимости вертикально-интегриро-
ванной компании-монополиста.
Операторы имеют дело с той же функцией
спроса:
Dx = 10 – х.
6. Сеть низкого/среднего напряжения – так
называемая монополия нижнего уровня – мо-
жет быть охарактеризована кривой стоимости:
Сх = 3 × ln(1 + x) + 4.
Поэтому кривая предельной стоимости
имеет вид:
МСх = 3 / (1 + х).
Кривая средней стоимости:
АСх = [3 × ln(1 + x) + 4] / x.
Следовательно, монополист нижнего уров-
ня имеет следующую функцию прибыли:
Пх= (10-х) × х – 3 × ln(1+x) – 4 – Ра × х,
где Ра является платой за доступ, которая будет
взиматься оператором А высоковольтной сети
– монополистом верхнего уровня. Его функция
стоимости имеет вид:
Сх = 4 × ln(1+x) + 5.
Кривая предельной стоимости имеет вид:
МСх = 4 / (1 + х), а средняя стоимость:
АСх = [4 × ln(1 + x) + 5] / x.
Мы предполагаем фиксированными про-
порции между рынками верхнего и нижне-
го уровней (совершенная дополнительность).
Так как монополист верхнего уровня должен
предполагать, что монополист нижнего уров-
ня будет приравнивать предельный доход MRx
и предельную стоимость МСх, то монополист
верхнего уровня столкнется со следующей
функцией спроса:
62 МИКРОЭКОНОМИКА № 2 2018
ЭКОНОМИКА ПРЕДПРИЯТИЙ,
ОРГАНИЗАЦИЙ И ОТРАСЛЕВЫХ КОМПЛЕКСОВ
dA = MRx – МСх
Его прибыль будет:
ПА = ( MRx – МСх) × х – 4 × ln(1+x) – 5.
Заменяя MRx и МСх в ПА, получим:
ПА= [10 – 2х – 3 / (1+х)]×
× х – 4 × ln(1+x) – 5.
Максимум прибыли ПА определяется из ра-
венства нулю производной ПА по х. Оптималь-
ное решение дает х = 2,28. Подставляя это зна-
чение в функцию спроса dA, мы получим цену
за доступ Ра = 4,53. Если мы подставим опти-
мальное решение х = 2,28 в функцию спроса
для монополиста нижнего уровня d = 10 – х,
то получим его оптимальную цену Р = 7,72
– цену за доступ для конечного потребителя.
Если мы сравним этот результат с моде-
лью, приведенной вначале, то мы увидим, что
сумма функций стоимости будет равна той же
функции стоимости для вертикально-интегри-
рованного монополиста. Но максимизация его
прибыли дает х = 4,34 и цену Р = 5,66, что зна-
чительно выгоднее для конечного потребителя,
чем решение х = 2,28 и Р = 7,72 при разделении
вертикально-интегрированного монополиста на
две компании – монополистов верхнего и ниж-
него уровней.
Литература
1. Кузовкин А.И. Влияние ценовой поли-
тики на газ и электроэнергии на экономику
России А.И. Кузовкин. – М.: АО «Институт
микроэкономики», 2017. – 232 с.
2. Кудрявый В.В. Белые пятна законода-
тельства о теплоснабжении / В.В.Кудрявый
// Энергорынок. – 2014. – № 02 (11).
3. Стратегия роста. Институт экономи-
ки роста им. Столыпина П.А. «Деловая Рос-
сия» [Электронный ресурс]. – Режим доступа
– http://stolypin.institute/strategy/ (дата обраще-
ния: 12.03.2018 г.).
4. Growitsch С., Wein T. Network access
charges, vertical integration, and property rights
structure- experiences from the German electricity
markets / C. Growitsch, T. Wein // Energy
Economics. – 2005. – № 27. – PP. 257-278.
Уважаемые коллеги!
Научно-практический журнал «МИКРОЭКОНОМИКА», издаваемый АО «Институт
микроэкономики» с мая 2005 г., предлагает Вам принять участие в публикации статей в 2018 г.
Главная задача журнала – публикация результатов актуальных научных исследований и
разработок по отраслям и сферам экономики.
Журнал «Микроэкономика» входит в определенный Высшей аттестационной комисси-
ей Министерства образования и науки Российской Федерации «Перечень рецензируемых
научных изданий, в которых должны быть опубликованы основные научные результаты
диссертаций на соискание ученой степени кандидата наук, на соискание ученой степени
доктора наук».
Архив научного журнала доступен в Научной Электронной Библиотеке (НЭБ) – голов-
ном исполнителе проекта по созданию Российского индекса научного цитирования (РИНЦ).
Статьи размещаются в РИНЦ персонально для каждого автора.
Периодичность издания – 6 номеров в год. Срок публикации от 1 до 3 месяцев. На стра-
ницах журнала размещаются только авторские научные публикации.
Свои статьи вы можете направить по электронной почте: Адрес электронной почты защищен от спам-ботов. Для просмотра адреса в вашем браузере должен быть включен Javascript.
С требованиями к присылаемым в редакцию материалам можно ознакомиться на сайте
журнала Микроэкономика: www.me.imce.ru
Адрес редакции: 117218, Москва, ул. Б. Черемушкинская, 34.
Тел.: +7 (499) 128-26-35, +7 (968) 917-86-05 моб.; Адрес электронной почты защищен от спам-ботов. Для просмотра адреса в вашем браузере должен быть включен Javascript.