Опубликовано в журнале Вестник Европы, номер 24, 2008
Вместо РАО “ЕЭС РОССИИ” согласованно заработали несколько десятков электроэнергетических компаний, каждая из которых обладает собственным экономическим и технологическим профилем, философией бизнеса, структурой собственности, спецификой менеджемента.
Завершился один из ключевых этапов реформы электроэнергетики России. Но преобразования будут продолжаться. Именно поэтому имеет смысл “по горячим следам” проанализировать процессы, протекавшие в электроэнергетике в течение последних 10 лет.
Смысл реформы
Во всем мире рынок в электроэнергетике начал развиваться последним среди других отраслей называемых “естественными монополиями” после железных дорог, после почты и даже после телекоммуникаций. Этому есть простое объяснение. Дорожная сеть Европы прокладывалась по следам римских легионов, города — от Лондона до Москвы- строились тысячелетиями, почтовое сообщение ведет историю чуть ли не от Хамураппи.
А электроэнергетике, тотально изменивший мир и образ жизни людей всей планеты за жизнь одного поколения — меньше лет, чем старейшим жителям Земли.
Электрические станции и электрические сети буквально произвели переворот в индустрии, технологиях, транспорте, в обычаях и в цивилизационных привычках миллионов людей.
Электричество принципиально демократизировало мир — ведь экономически бессмысленно создавать дорогое электроснабжение для богатых — выгоднее дешевое для всех.
Однако когда лампочки зажглись в миллионах окон, и провода опутали мир густой сетью, оказалось, что государства попали в зависимость от вновь родившейся отрасли- монополиста. Слишком многое теперь зависело от энергоснабжения: промышленность, транспорт, отопление, продовольствие, оборона, связь, безопасность и обороноспособность. И государство проглотило энергетику, — она стала делом министров и правительств.
Победное шествие электроэнергетики совпало с (или было связано) с развитием тоталитарных идеологий, этатистских движений, утверждавших, что государство — это высшая ценность, что только стратегические государственные планы, такие как ГОЭЛРО, способны обеспечить долговременное развитие стран. Две мировые войны были рубежами и истории энергетики. Энергетические объекты стали ключевыми стратегическими объектами воюющих и соперничающих стран. Модернизация и милитаризация мировой экономики требовали опережающего развития энергетики; борьба идеологий равно гонка вооружений, холодная война, милитаризация. Атомная энергетика возникла в пятидесятые годы ХХ века, как побочный результат научного и военного противостояния,
Энергетическая инфраструктура большой страны создается поколениями.. Ее планировало, создавало и контролировало государство, государство обеспечивало ее развитие и контролировало тарифы. Государство, в конечном счете, держало руку на рубильнике электроснабжения (синоним — жизнеобеспечения) и создавало технологическую основу концентрации власти, вмешательству в экономику, авторитаризму и тоталитаризму.
И все-таки, постепенно, тенденция начала меняться. Государственная монополия на электричество перестала казаться такой уж естественной, а экономика государственной энергетики — эффективной.
Этот процесс начался в 1990-е годы, когда либерализация других естественно монопольных отраслей уже шла полным ходом.
Особенность электроэнергетики заключается в том, что это сложнейший дорогостоящий и долго создаваемый производственно- технологический комплекс, где цена любой ошибки как нигде велика.
Электроэнергия в современной экономике рассматривается как высокотехнологичный товар, но относится не просто к товарам повседневного спроса. Она, по сути, формирует и обеспечивает образ жизни обществ, народов и государств. Она лежит в основе формирующегося информационного глобального общества. Производство и потребление электроэнергии на душу населения — важнейший индекс, определяющий развитость или отсталость стран. Сбои в энергоснабжении — это не только риски для образа жизни, но и возможные причины техногенных катастроф, создающие угрозу жизни множеству людей, по сути дела угрозу Национальной безопасности.
Именно поэтому реформа электроэнергетики так долго откладывалась.
У нас была дешевая электроэнергия, с тоской вспоминают ветераны. Да, но какой ценой достигалась дешевизна? Колоссальной расточительностью и неэффективностью, не изжитой и поныне; в отличие от большинства развитых стран энергоемкость нашей продукции не снижалась, а росла, конконкурентоспособность российских товаров стремилась к нулю…
Эту тенденцию необходимо было преодолеть…
Сегодня в профессиональном сообществе общепризнано, что альтернативы либерализации электроэнергетики нет. Дилемма состоит не в том — реформировать электроэнергетику или нет; так вопрос уже не стоит. Обсуждаются проблемы учета конкретной специфики той или иной страны, данного рынка, темпы проведения реформ.
В Европе, скажем, обсуждают, насколько радикальной может быть модель отделения генерации от сетей. Франция и Германия выступают против модели разделения по принципу собственности, ограничившись разделением по юридическим лицам, а в Великобритании и в скандинавских странах такое разделение стало реальностью. Там рынок в электроэнергетике сформировался уже в начале 90-х годов. Но даже во Франции и Германии, более консервативно подходящих к реформам в электроэнергетике, пожалуй, нет авторитетных специалистов, принципиально выступающих против таких преобразований.
За пределами Евросоюза более или менее радикальные модели отделения генерации от сетей действуют сегодня в Австралии и Казахстане, Китае и Бразилии, Ка- наде и Украине, Новой Зеландии и Японии и в десятках других стран. Не будет преувеличением сказать, что такие рыночные преобразования сегодня осуществ- лены либо осуществляются в абсолютном большин- стве стран, имеющих развитую современную электро-энергетику.
Стоит вспомнить задачи, которые ставили перед собой разработчики российской энергетической реформы.
Они были зафиксированы в документе, который называется “Программа действий по повышению эффективности работы и дальнейшим преобразованиям в электроэнергетике РФ” (в дальнейшем — “Программа действий”)1. Она была утверждена Советом директоров компании в августе 1998 году. В нем ставились две ключевые задачи: антикризисный менеджмент и реформа энергетики.
Что касается первой задачи — антикризисного управления в отрасли — скажем лишь, что на том этапе руководство компании применяло стандартные решения. Уникальными были разве что масштаб и сложность накопленных в электроэнергетике проблем.
В 1998 году уровень оплаты электроэнергии и тепла потребителями составлял не более 85%. Из них менее 20% оплачивалось деньгами, остальное — векселя, зачеты, бартер. Объем задолженности потребителей перед рядом компаний Холдинга РАО “ЕЭС России” превышал двух — трех летний объем их продаж. Это привело к росту кредиторской задолженности предприятий РАО “ЕЭС России”. Не хватало топлива, задерживались зарплаты сотрудникам, строительство новых энергообъектов было заморожено, до критического уровня сократились объемы ремонтных работ. Забастовки и даже голодовки энергетиков стали обыденными явлениями. В 1998 году 20 энергосистем и федеральных станций находились на разных стадиях юридических процедур банкротства.
После наведения элементарного порядка и стабилизации ситуации в отрасли можно было приступать собственно к реформе электроэнергетики. Суть этой задачи была сформулирована в “Программе действий”: “…создание на базе холдинга общероссийской электросетевой компании, обеспечивающей функционирование и реализацию экономических преимуществ ЕЭС России; создание саморегулирующейся рыночной среды; развитие конкуренции в сфере производства и поставки электроэнергии; формирование генерирующих компаний”.
Эта задача решена. На это потребовалось, правда, гораздо больше времени, чем мы планировали, — десять лет, а не пять.
К двум задачам, о которых говорилось выше (антикризисное управление и реформа), прибавилась еще одна — задача инвестиционного развития электроэнергетики непосредственно во время реформы, а не после ее завершения. Это оказало принципиальное воздействие и на ход преобразований.
Структурная реформа
Электроэнергетику привычно описывали как естественно монопольную отрасль. При разработке проекта ее реформирования мы исходили из более сложного представления о структуре отрасли. Если присмотреться, она, наряду с действительно монопольными секторами — (диспетчеризацией, передачей электроэнергии по магистральным и распределительным сетям), включает и потенциально конкурентные секторы. К ним относятся производство и сбыт электроэнергии. В конкурентных секторах должна превалировать частная собственность, функционировать рынок, свободно двигаться финансовые потоки, концентрироваться инвестиции на наиболее перспективных направлениях. Характерными чертами монопольного сектора должно стать преобладание государственной собственности, государственное финансирование и государственное регулирование. (Хотя мир знает и другие примеры).
Прежде чем говорить о структурных преобразованиях, надо вспомнить, что представляло собой РАО “ЕЭС России”, а, по сути, вся электроэнергетика страны, до начала преобразований.
Российское открытое акционерное общество энергетики и электрификации “ЕЭС России” было создано в 1992 г. в соответствии с указами Президента Российской Федерации Б.Н.Ельцина от 15 августа 1992 г. № 923 и от 5 ноября 1992 г. № 1334. В уставный капитал Компании было передано имущество и акции тепловых электростанций и ГЭС, магистральные линии электропередачи, система диспетчерского управления, пакеты акций региональных энергетических компаний и отраслевых научно-проектных и строительных организаций.
Холдинг владел 72% установленной мощности всех электростанций России и 96% протяженности всех линий электропередачи. В течение 15 лет энергокомпании холдинга РАО “ЕЭС России” обеспечивали не менее 70% выработки электроэнергии и треть производства тепла в стране. В 2007 г. энергокомпании Холдинга произвели 706,0 млрд кВт.ч. электроэнергии.
Базовым структурным элементом РАО “ЕЭС России”, были АО-энерго — вертикально интегрированные компании, включающие в себя производство электроэнергии, ее передачу по магистральными распределительным сетям, диспетчирование и сбыт. Эта вертикальная интеграция на уровне регионов была дополнена вертикальной интеграцией на уровне РАО “ЕЭС России”, объединявшей, помимо АО-энерго, АО-электростанции2, сети высокого напряжения и центральное диспетчерское управление (рис. 1).
Оппоненты реформы упрекали нас в том, что новый менеджмент компании, который принял на себя ответственность за развитие событий в отрасли в 1998 году, выступает против вертикальной интеграции в бизнесе.
Это не так. Модель вертикальной интеграции, с которой мы столкнулись в электроэнергетике, была структурно и технологически территориально замкнута на уровне регионов. АО-энерго включали в себя полный цикл управления выработкой, передачей, распределением и потреблением электроэнергии. В такой ситуации потребитель полностью организационно и технологически привязан к поставщику. Фундаментальный изъян такой модели вертикальной интеграции — в уничтожении самой возможности конкуренции.
Ключевым шагом в реформе электроэнергетики стало разделение АО-энерго по функциональному признаку. В каждом регионе появились генерирующие, сетевые и сбытовые компании. В дальнейшем была проведена их межрегиональная интеграция.
На базе генерирующих активов были сформированы генерирующие компании: оптовые (ОГК)³ и территориальные (ТГК)⁴. Выделенные из АО-энерго распределительные и магистральные сетевые компании стали основой формирования межрегиональных распределительных сетевых и магистральных сетевых компаний — МРСК⁵ и МСК⁶. На следующем этапе МСК были интегрированы в ОАО “Федеральная сетевая компания ЕЭС” (ФСК)⁷. Региональные диспетчерские управления вошли в структуру ОАО “Системный оператор” (СО)⁸ (рис. 2).
В результате была сформирована новая конфигурация электроэнергетики, включающая структурно обособленные конкурентные и монопольные секторы (рис. 3). В монопольном секторе — это СО, ФСК, МРСК, в которых государство является собственником от 50 до 100% акций. В конкурентном секторе — тепловые ОГК и ТГК, из участия в акционерном капитале которых государство решило выйти. Его место заняли частные ак- ционеры.
Отдельно стоит сказать об ОАО “ГидроОГК”9. Гидроэлектростанция — это специфический в экономическом плане субъект. У него нет топлива и затрат на него, а значит связь между экономическими затратами и результатами не детерминирована. Потребовались специальные решения, направленные на то, чтобы гидрогенерация стала рыночной, но при этом не нарушались бы принципы функционирования рынков в электроэнергетике. ГЭС — это не только производство электроэнергии, но и регулирование водотоков для речного транспорта, рыбного хозяйства, мелиорации, водопользования в целом. Надо вспомнить и о больших зонах затопления водохранилищ, и о том, что водохранилища — федеральная собственность. Учитывая все это, было решено сохранить контрольный пакет ОАО “ГидроОГК” в собственности государства.
Новая структура отрасли делает РАО “ЕЭС России”, головную компанию холдинга, ненужной. Поэтому с 1 июля 2008 г. оно прекратило свое существование.
РАО “ЕЭС России” стала первой российской компанией, которая использовала классические корпоративные процедуры — реорганизацию через выделение и разделение, не пытаясь прибегнуть к более простым, но менее прозрачным схемам. Для этого пришлось устранить системные противоречия этой процедуры нормам действовавших на тот момент налогового законодательства, законодательства о труде, о лицензировании и некоторых других.
В результате реорганизация в российской корпоративной практике перестала быть экзотикой и превратилась в классическую процедуру M&A, как и в наиболее развитых странах мира.
Формирование рынков
Важнейшей составляющей частью реформы электроэнергетики стало формирование рынка.
Точнее говоря, речь идет не об одном рынке, а о системе рынков. Ее основой является модель конкурентного оптового рынка электроэнергии, запущенная 1 сентября 2006 года, предполагающая его поэтапную либерализацию с тем, чтобы к 2011 году выйти на опто- вую торговлю всем объемом электроэнергии по свободным ценам (за исключением объема, поставляемого населению). Оптовый рынок дополняется работающим параллельно с ним балансирующим рынком, задачей которого является обеспечение в режиме реального времени баланса производства и потребления электроэнергии.
Еще одним элементом системы рынков электроэнергии, продолжением оптового рынка, являются розничные рынки электроэнергии. Их либерализация началась одновременно со становлением оптового рынка в сентябре 2006 г.
В настоящее время в процессе создания находятся еще несколько рынков: рынок мощности, рынок системных услуг и рынок производных финансовых инструментов.
Сердцевина новой системы рынков в электро- энергетике — конкурентный оптовый рынок электро-энергии.
Он построен на основе модели узлового ценообразования. Смысл ее довольно прост. В каждом узле единой энергосистемы страны происходит в электротехническом смысле переток мощности по законам Кирхгофа, а в экономическом смысле — соединение спроса и предложения по законам Адама Смита.
Кривые спроса и предложения, учитывающие спрос потребителей и предложение поставщиков, формируются для каждого из 5 тыс. узлов в первой ценовой зоне Европейской части России и Урала и для почти 600 узлов во второй, Сибирской ценовой зоне. В каждом узле на каждый час суток происходит пересечение кривой спроса и предложения и формирование цены.
Покупатель и поставщик предоставляют свои заявки по спросу и предложению на торговую площадку ОАО “Администратор торговой системы” (АТС)¹⁰ на каждый час предстоящих суток. Параллельно, в АТС из СО поступают данные о технологических ограничениях и других аспектах функционирования данного узла энергосистемы. На основании этих данных АТС принимает решение о равновесной цене в данном узле и об объемах выработки и потребления электроэнергии. Эти данные поступают в СО, становясь основой для диспетчирования.
В процессе разработки модели оптового рынка мы рассматривали ряд альтернативных моделей систем конкурентной торговли электроэнергией.
Однако именно модель узлового ценообразования позволила, на наш взгляд, интегрировать интересы поставщиков и производителей по всей энергосистеме страны с учетом сотен тысяч возмущающих факторов. Результатом успешной интеграции является динамика суточной, месячной и годовой цен.
Суточная цена демонстрирует естественный с точки зрения здравого смысла ночной “провал”, утренний максимум, дневной полупик, вечерний пик. Внутри месячной цены легко увидеть “провалы” цен в выходные и их повышение в рабочие дни. В годовом цикле понятны зимние всплески стоимости электроэнергии, вызванные ростом электропотребления.
В первую зиму функционирования оптового рынка электроэнергии в России ожидаемого роста цен не произошло. Причина проста — зима 2006–2007 годов на территории России была необычно теплой. Рынок это увидел быстрее, чем мы. Наши расчеты на традиционные дополнительные зимние доходы не оправдались. Неожиданно взлетели цены в июле–сентябре 2007 году. Начиная с 2006 года, энергосистема страны функционировала в режиме жесткого дефицита. В летне-осенний период традиционный для электроэнергетики сервис и ремонт энергооборудования даже в условиях невысокого, по сравнению с зимним, уровня энергопотребления привел к возникновению дефицита и повышению цен. Температурный режим зимы 2007–2008 гг. был на среднем многолетнем уровне. Это вызвало рост спроса и, как следствие, рост цен на электроэнергию.
Таким образом, изменения цены на электроэнергию на рынке зависят от совокупности факторов. Ключевые из них: уровень спроса и предложения, технические ограничения энергосистемы. Динамика цен дает рациональные сигналы и поставщику, и потребителю о повышении эффективности загрузки генерирующих мощностей или оптимизации режима потребления — и при суточном, и при недельном, и при годовом горизонтах планирования. Это доказывает работоспособность избранной модели рынка и повышает эффективность энергосистемы страны в целом.
Старт инвестиционного процесса
В разгар преобразований стало ясно, что придется приступить к полномасштабному запуску инвестиционного процесса в отрасли. Эту задачу мы вначале предполагали отложить на время после реформ, памятуя провал лозунга 80-х: “перестройка и ускорение”. Уж какое ускорение, когда все силы брошены на перестройку?
Но к 2005–2006 гг. объем потребления электроэнергии в целом ряде регионов вышел на уровень 1991 года, а среднегодовой темп прироста электропотребления увеличился более чем в 2 раза. И продолжает расти.
Если в период 2001–2005 годов этот показатель в среднем составлял 1,7%, то с января 2006 по май 2008 годов — 3,7%. Это привело к возникновению дефицита электроэнергии, в первую очередь, в динамично развивающихся регионах: Москве, Санкт-Петербурге, Екатеринбурге, Тюмени. Острота ситуации была связана с тем, что исчерпание возможностей увеличения производства энергосистемой и всплеск темпов роста электропотребления совпали по времени.
(Это, кстати, говорило и о том, что дальнесрочная стратегическая задача — снижение удельного энергопотребления, стимулирование перехода народного хозяйства на новые энергосберегающие технологии — еще не только не достигнута, но и всерьез не поставлена. Очевидно, однако, что бросовые цены на любой ресурс, будь то нефть, хлеб или электричество, не способствуют его экономии.)
Долгосрочный документ “Целевое видение развития российской электроэнергетики на период до 2030 года”¹¹ ðазработан совместно с Российской академией наук. Генеральная схема размещения энергетических мощностей на период до 2020 года была подготовлена вместе с Министерством промышленности и энергетики РФ, утверждена Правительством РФ¹². Îна стала первым долгосрочным отраслевым планом развития в современной России.
Инвестиционная программа Холдинга РАО “ЕЭС России” на 2008–2012 годы¹³ — основа инвестицион- ного планирования в энергетике. Этот документ еже- годно обновляется. Впервые он был разработан на 2006–2010 годы. Последняя его редакция охватывает период 2008–2012 годов.
Инвестиционное развитие современной энергет-ики может быть разделено на два этапа. Первый — start-up — старт “с нуля”. Инвестиционная программа холдинга РАО “ЕЭС России” на 2008–2012 гг., утвержденная в мае 2008 г., предполагает строительство 43,9 тыс. МВт новой генерации, 98,8 тыс. км линий электропередачи, 156,9 тыс. МВа трансформаторной мощности. Это примерно десяти-пятнадцати кратный рост в годовом исчислении по сравнению с предшествующим периодом.
РЫНОК И ГОСУДАРСТВО
Такой стремительный рост предполагает реализацию комплекса мер, которые нельзя осуществить на базе еще недостаточно развитых рыночных механизмов. Именно поэтому пришлось разработать централизованную программу развития отрасли, носящую директивный характер, своего рода новый ГОЭЛРО.
Теперь производящие энергию кампании и их новые акционеры связаны системой корпоративных и финансово-правовых процедур. Важнейшей из них стал договор на предоставление мощности со штрафами в случае срыва сроков ввода. Особенность этого этапа — использование частных инвестиций в объеме почти 1 трлн руб. при объеме инвестиционной программы в 4,375 трлн руб. Поступление частных инвестиций удалось обеспечить за счет продажи акций генерирующих компаний, принадлежащих РАО “ЕЭС России”. Часть средств, полученных от продажи акций энергохолдинга, приходящихся на долю государства, была направлена на финансирование инвестиционных программ ФСК и ГидроОГК, в которых государство владело контрольным пакетом. Но это начальный этап. После 2012 года централизованное планирование должно охватить только магистральную (то есть ФСК) и распределительную сетевые компоненты (межрегиональные распределительные сетевые компании — МРСК), а также гидро- и атомную генерацию (ГидроОГК и Росэнергоатом). Важнейшая компонента энергосистемы — тепловая генерация, вырабатывающая более 60% электроэнергии в стране, должна будет развиваться на основе рыночных сигналов.
Инвестиционная программа холдинга РАО “ЕЭС России” — программа развития всей единой энергосистемы России. В ней есть взаимоувязанные решения по развитию тепловой, атомной и гидрогенерации, магистрального и распределительного сетевого комплекса, диспетчерского управления. В тепловой генерации инвестиционный механизм — рыночный, предполагает привлечение частных инвесторов. В гидрогенерации инвестиционный механизм позволяет привлекать как государственные (за счет продажи части доли государства в генерирующих компаниях и прямого финансирования из федерального бюджета), так и частные инвестиции.
Магистральная сетевая компонента остается государственной. В ФСК доля государства превышает 75%. В этот сектор привлекать частные инвестиции в сколько-нибудь значимых объемах пока невозможно. Поэтому источником развития магистральных сетей будет использование механизма перераспределения части дохода от продажи государственной доли РАО “ЕЭС России” в ОГК и ТГК.
Это позволяет магистральному сетевому комплексу получить около 252 млрд руб. на осуществление инвестиционной программы. Из государственного бюджета на финансирование развития магистрального электросетевого комплекса предполагается выделить лишь 73 млрд руб.
Общий объем средств, мобилизуемых для осуществления инвестиционной программы ФСК на ближайшие пять лет, превысит 1 трлн руб. при том, что объем продаж компании за это время будет лишь около 300 млрд руб. Профинансировать инвестиционную программу компании за счет собственных средств было бы невоз- можно.
В распределительном сетевом комплексе ситуация с источниками инвестиций еще более сложная. Ни перераспределение средств от продажи государственной доли в генерации, ни бюджетное финансирование здесь невозможны просто в силу региональной специфики работы распределительных сетевых компаний. Невозможно в серьезных объемах привлечь сюда частных инвесторов на этапе start up. Приватизация распределительных сетей в реалиях нашей страны привела бы к воссозданию вертикально-интегрированной модели АО-энерго, но с частной собственностью. Приватизации распределительных сетей должно предшествовать несколько лет их функционирования в условиях сложившейся тарифной системы, правил ведения бизнеса, разделенного с генерацией и сбытом, наработанных механизмов антимонопольного контроля. Именно поэтому в текст Федерального закона “Об электроэнергетике”¹⁴ была внесена норма о запрете на приватизацию распределительных сетей до 2011 г.
Вместе с тем, очевидно, что отсутствие финансирования для развития распределительного сетевого комплекса может свести на нет всю концепцию инвестиционного развития энергосистемы страны: строительство электростанций и магистральных сетей без возможности доставки электроэнергии к потребителю бессмысленно.
КТО ЗАПЛАТИТ ЗА РАЗВИТИЕ?
Для распределительного сетевого комплекса существуют всего две потенциальные возможности финансирования: инвестиционная составляющая в тарифе на передачу электроэнергии, оплачиваемая всеми потребителями электроэнергии, или плата за присоединение к сетям для новых потребителей с инвестиционной компонентой.
Каждое из этих решений имеет недостатки. В случае включения инвестиционной компоненты в тариф на передачу, за развитие распределительных сетей придется платить и тем потребителям, которые в этом развитии напрямую не нуждаются, в том числе, и населению. Плата за присоединение, в свою очередь, также имеет недостатки. Важнейший из них — то, что потребитель, оплачивая единовременно эту услугу, не получает соответствующих активов.
И все-таки, сопоставляя недостатки двух вариантов, мы остановились на введении платы за присоединение как “наименьшем зле”. Это временный механизм: в Федеральном законе РФ “Об электроэнергетике” есть норма, в соответствии с которой, плата за присоединение существует лишь до 1 января 2011 года. Затем она должна быть отменена. Источники финансирования развития распределительных сетей должны к этому времени будут основываться на новой системе тарифного регулирования, базирующейся на экономически обоснованной доходности инвестированного ка- питала.
Итак, каждое из технологических звеньев электроэнергетики получило свои источники и для текущего функционирования, и для инвестиционного развития. Результатом стало формирование сбалансированной инвестиционной программы электроэнергетического комплекса.
Благодаря запуску инвестиционного процесса в электроэнергетике объем ежегодных капитальных вложений в отрасли в период 2002–2009 годов должен увеличиться в 17 раз (с 60,4 млрд руб. до 1034 млрд руб.), а ежегодных вводов в 2002–2010 годах — в 20 раз (с 640 МВт до 12,9 тыс. МВт).
Такой рост объема инвестиций создает сопоставимый по объему спрос в смежных отраслях, стимулирует создание ранее не существовавших видов бизнеса.
Годовой спрос на генерирующее оборудование к 2010 году в сравнении с 2006 годом возрастет в 8 раз, на продукцию электротехнической промышленности для нужд ФСК — в 4 раза, на уголь — на 40%, на газ — на 30%, на стройматериалы — в 4,5 раза, на НИОКР — в 4 раза, строительство и монтаж — в 8 раз.
Наряду с ростом традиционных видов бизнеса, в ряде случаев потребовалось возникновение “с нуля” качественно новых видов бизнеса.
Ошибки и уроки реформы
Оценка преобразований в электроэнергетике невозможна без анализа допущенных ошибок и уроков, которые мы из них извлекли.
Наиболее значимая ошибка на этапе разработки стратегии, принципов реформирования электроэнергетики состояла в том, что на начальном этапе не были адекватно оценены интересы миноритарных акционеров РАО “ЕЭС России”.
Это привело к конфликту менеджмента с миноритарными акционерами, в котором обе стороны заняли крайние позиции. Менеджмент игнорировал позиции миноритарных акционеров. Они, в свою очередь, поставили перед собой задачу остановить реформу и заменить менеджмент.
Мы пересмотрели свои позиции. В 2002 г. менеджмент РАО “ЕЭС России” выступил с инициативой “Семь шагов менеджмента навстречу миноритарным акционерам”¹⁵. Миноритарные акционеры восприняли ее позитивно, что позволило изменить ситуацию: миноритарные акционеры поддержали реформу.
Эта проблема существовала не только на уровне РАО “ЕЭС России”, где собственность миноритарных акционеров составляла 48%, но и на уровне каждой региональной энергосистемы. В них доля собственности миноритарных акционеров обычно составляла от 49 до 51%. В каждом конкретном случае приходилось принимать индивидуальные решения. Но фундаментальный принцип учета интересов миноритарных акционеров, понимание роли менеджмента как института, призванного отражать и реализовывать интересы всех акционеров, позволил достичь компромисса.
Ошибочными были и попытки реализовать проекты, не вписывающиеся в стратегию преобразований. Речь идет о создании энерго-топливных и энерго-потребительских компаний на ранних стадиях преобразований. Предполагалась интеграция генерирующих активов с поставщиками топлива или крупными потребителями, производящими экспортоориентированную продукцию.
Одним из таких проектов, обсуждавшихся в 1999–2000 годах, было предложение об объединении Саяно-Шушенской ГЭС с Саянским алюминиевым заводом (СААЗ). При массовых неплатежах, объединение с СААЗом обеспечивало энергетикам доступ к валютным ресурсам, которые были тогда жизненно необходимы. Но такое решение шло вразрез с логикой структурных преобразований в энергетике. Мы не являемся принципиальными противниками такой интеграции, но на этапе отсутствия стратегических инвесторов в генерации она не могла быть эффективной.
Мировой опыт показывает работоспособность интеграции энергетиков и поставщиков топлива. Структура ведущих мировых энергокомпаний — E.on (Германия), RWE (Германия), Vattenfall (Швеция), CEZ (Чехия), Peabody (США), China Shenhua (Китай), ENEL (Италия) — включает как топливные (газ или уголь), так и генерирующие активы.
В новой структуре рыночной электроэнергетики России, сформированной в результате реформы, логичны решения частных инвесторов ОГК-3 о покупке лицензии на участки добычи угля в Бурятии и их планы по покупке угольных активов в Сибири, на Урале и в Казахстане. Аналогичные планы имеют стратегические акционеры других генерирующих компаний. Но это решения, которые должны принимать именно частные инвесторы.
В числе ошибок следует назвать и проект трехлетних тарифов по принципу “инфляция минус”. В 2004 году менеджмент РАО “ЕЭС России” предложил Правительству РФ установить тарифы на электроэнергию на три года вперед, отказавшись от затратного тарифообразования, основанного на принципе “издержки плюс”. Принцип “инфляция минус” предполагал стимулирование энергокомпаний к сокращению издержек, повышению эффективности. Для потребителей внедрение новых принципов ценообразования в электроэнергетике означало снижение цен на электроэнергию в реальном исчислении.
Действенным принцип “инфляция минус” мог оказаться лишь в том случае, если тарифы оставались бы неизменными в течение 3-х лет. Но через год Правительство РФ на очередной волне “борьбы с инфляцией” отказалось от своих обещаний, установило новые годовые тарифы, которые были ориентированы на затраты прошлого года. Полученная экономия была изъята. Упущенная выгода холдинга РАО “ЕЭС России” составила около $500 млн. Эффект от снижения издержек был сведен на нет, сама идея трехлетних тарифов дискредитирована.
Однако этот проект, окончившийся неудачей, можно рассматривать как прообраз акутальной реформы тарифообразования в монопольном секторе, основанной на идее экономически обоснованной доходности на инвестированный капитал.
ЦЕНТРАЛИЗАЦИЯ ИЛИ НАОБОРОТ?
Только по стечению обстоятельств удалось избежать ошибки при формировании системы управления инвестиционным процессом в электроэнергетике. Задача привлечения инвестиций в этой отрасли традиционно относилась к числу трудноразрешимых. К концу 2006 г. стало ясно, что эта задача решается. . Но возникла не менее сложная проблема: как обеспечить превращение полученных сотен миллиардов рублей в десятки тысяч мегаватт?
Это поставило руководство РАО “ЕЭС России” перед альтернативой: пытаться решать проблему централизованно, создавая структуры, обеспечивающие развертывание строительства, централизуя финансовые потоки, заказы на оборудование, или децентрализовать этот процесс, возложить решение задачи на генерирующие компании, положиться на рыночные механизмы.
Аргументы против курса на децентрализацию были серьезными. Речь шла о кратном увеличении спроса на продукцию десятка смежных отраслей. Способность российской экономики нарастить объемы производства в сжатые сроки не была очевидной.
Серьезным аргументом против децентрализации был дефицит специалистов по организации строительства, достаточно компетентных и способных решать столь масштабные инвестиционные задачи. Лишь головная компания холдинга РАО “ЕЭС России” к тому времени имела специалистов, обладавших опытом строительства крупных электроэнергетических объектов. В генерирующих компаниях в регионах такого набора специалистов не было. Речь шла и о формировании новых видов бизнеса: EPC/EPCM-контракторов, которых ранее в России не было ни в электроэнергетике, ни в других отраслях.
Первоначально было принято решение сформировать единый центр управления инвестиционным процессом. Но обстоятельства нам этого сделать просто не дали. Как говорится, “не было счастья, да несчастье помогло.
С позиции сегодняшнего дня можно констатировать, что выбрать путь централизации инвестиционного процесса в российскую энергетику было бы серьезной ошибкой.
В общем, тест на способность российской рыночной экономики, частного бизнеса к реакции на новый масштабный спрос, измеряемый триллионами рублей, прошел успешно.
РЫНКОСТРОЕНИЕ
Еще один неоценимый урок — осознание сложности задачи строительства рынка. Для ее описания, можно по аналогии с авиастроением, машино- или ракетостроением предложить термин “рынкостроение” (пишу, понимая определенную лингвистическую ущербность). По степени сложности запуск рынка, возможно, сложнее запуска космического корабля, (теперь это вполне рутинная задача).
Об эффективно действующей модели рынка, как о чем-то завершенном, говорить, конечно, еще рано. Процесс либерализации лишь начался. Он, надо полагать, завершится в 2011 году, когда предполагается полностью отказаться от госрегулирования тарифов в розничном рынке. Иными словами, России потребуется 15 лет, чтобы полностью выстроить рынок электроэнергии. На фоне мирового опыта этот срок не кажется слишком растянутым.
На каждом из этапов “рынкостроения” в российской электроэнергетике были свои проблемы и сложности, связанные с политическим противостоянием, необходимостью гармонизации множества интересов, формированием благоприятной институциональной среды, созданием организационных структур по управлению рынком, нормативно-правовой базы, программно-аппаратного комплекса, обучением и повышением квалификации сотен специалистов.
Крупные этапы строительства и начало функционирования каждой из моделей рынка включали такие стадии как имитационные торги, пилотное тестирование, запуск расчетных моделей.
На все это накладывалось территориальные различия в организации электроэнергетического комплекса страны. Собственно рынок разделен на две ценовые зоны — Европа (включая Урал,) и Сибирь. С точки зрения формирования цен и объемов проданной/купленной электроэнергии они изолированы друг от друга. Лишь после двух лет функционирования рынка в 2008 году был запущен проект их интеграции и перехода на единую расчетную модель.
Действующая модель оптового рынка будет развиваться и преобразовываться под воздействием самого рынка. Принцип развития, встроенный в модель рынка, — обязательное условие его выживания.
При строительстве рынка необходим учет технологических особенностей отрасли. Это, в первую очередь, технологическая целостность энергосистемы. Изолированное функционирование ее элементов невозможно. Надо было учитывать и специфику основного продукта отрасли — электроэнергии, которую практически невозможно складировать и хранить в больших количествах.
ЭНЕРГЕТИКА С ТОЧКИ ЗРЕНИЯ ИНЖЕНЕРА И ЭКОНОМИСТА
Инженерный и экономический взгляды на энергосистему имеют и общие черты, и принципиальные отличия, которые необходимо гармонизировать.
С точки зрения инженера, потребитель — неотъемлемая часть энергосистемы, как и генератор.
Управление режимами энергосистемы основано на непрерывном поддержании баланса выработки и потребления, которые рассматриваются как равноценные объекты управления. Система автоматического отключения нагрузки (САОН), система автоматического частотного регулирования (АЧР) и некоторые другие подсистемы автоматического управления режимами в единой энергосистеме предназначены для отключения потребителей в случае, если этого потребует сохранение баланса в системе.
Для экономиста энергосистема есть инструмент удовлетворения спроса на электроэнергию. Любые действия по сокращению спроса для него абсурдны. Важнейший извлеченный нами урок состоит в том, что при строительстве рынка в современной электроэнергетике перекос как в экономическую, так и в инженерную сторону одинаково опасен.
Роль этой проблемы возрастает на этапе перехода от стационарного функционирования к развитию. В условиях, когда и генерация, и сети осуществляют инвестиционные проекты развития, особое значение приобретает сохранение целостности энергосистемы как единого технологического комплекса.
Нарушение такой целостности может привести к тому, что построенные электростанции не смогут обеспечить выдачу мощности в энергосистему страны из-за отсутствия сетевой инфрастуктуры. Другой вариант — ввод в эксплуатацию новой линии электропередачи, не имеющей загрузки из-за задержки строительства генерирующей мощности.
Чтобы решить эту задачу потребовалось создание рыночных “цепочек развития”. Для обеспечения своевременного ввода генерирующей мощности был разработан договор на предоставление мощности, заключаемый каждой генерирующей компанией и АТС. Этот документ предусматривает обязательства ОГК или ТГК по вводу мощности в заданные сроки, финансовую ответственность за их выполнение.
Срыв обязательств по предоставлению мощности генерирующей компанией может быть вызван факторами, от нее не зависящими. “Цепочки развития” предоставляют ОГК и ТГК несколько инструментов хеджирования таких рисков Договор на присоединение генерации к электрическим сетям позволяет хеджировать риски владельцев компании, построившей станцию, но не имеющей возможности выдать ее мощности в сеть. С 2007 году генерирующие компании начали заключать пятилетние контракты “take-or-pay” на поставку газа с финансовой ответственностью за их срыв.
Парадокс, но электроэнергетика, ставшая форпостом экономического либерализма, одновременно превратилась в первую отрасль в стране, в которой разработана и закреплена на уровне нормативных документов и реализована в практической жизни система долгосрочного, среднесрочного и краткосрочного планирования, об элементах которого мы говорили. Это интересный урок, полученный в ходе реформы. Получается, что планирование, главный принцип социализма, необходимо и в высокотехнологичной, капиталоемкой рыночной экономике.
При решении этой задачи нам пришлось столкнуться с методологическими и организационными проблемами. Основой для формирования среднесрочного плана развития электроэнергетики является оценка спроса. Она может соответствовать реальности, если есть правильное видение динамики развития экономики страны, регионов и городов, муниципальных образований. Для электроэнергетики наличие генеральных планов городов — условие эффективного развития распределительных сетей и генерации. Наличие пятилетней программы развития региона — условие адекватной оценки динамики спроса. РАО “ЕЭС России”, столкнувшись с необходимостью разработать долгосрочные и среднесрочные планы, было вынуждено считаться с отсутствием долгосрочных и среднесрочных планов развития на разных уровнях. Наиболее продвинутым оказался макроэкономический срез. На нем можно было получить достоверные среднесрочные прогнозы. Хуже обстояло дело с отраслевыми срезами планирования. В большинстве отраслей оно просто отсутствовало.
С 2006 года мы развернули кампанию по подписанию Соглашений с регионами о взаимодействии в развитии энергосистем. Эти документы включали перечень объектов, как в генерации, так и в сетях, сформированный на основе прогнозных показателей роста спроса на электроэнергию.
Как известно, сроки завершения реформы неоднократно переносились: с 2004 на 2006 год, с 2006 на 2008. Если бы к середине лета 2006 года реформа была завершена и РАО “ЕЭС России” перестало существовать, задачу запуска инвестиционного развития электроэнергетики было бы решить крайне сложно.
То, что начало этапа инвестиционного развития пришлось на период существования РАО “ЕЭС России” позволило запустить процесс привлечения частных инвестиций, выработать решения, нацеленные на сохранение целостности электроэнергетики как технологического комплекса в условиях развития.
Особенность реформы в электроэнергетике России в том, что ее инициаторами выступили не потребители, не государство, не частные акционеры, а менеджмент естественной монополии.
В этой ситуации на старте реформы количество ее противников многократно превышало количество сторонников. На ключевых этапах преобразований в число ее оппонентов входила большая часть профессиональной энергетической элиты, губернаторов, олигархов, миноритарных акционеров, парламентариев и сенаторов, многие влиятельные чиновники в Администрации Президента РФ и Правительстве РФ.
Продвижение реформы было трудным и медленным. Процесс преобразований затянулся на 5 лет. Инициаторам реформ пришлось преодолевать сопротивление оппонентов. При этом надо отметить что, многие критические замечания, адресованные разработчикам преобразований, оказались разумными, позволили повысить качество преобразований.
Но перелом во взаимоотношениях с критиками реформы в электроэнергетике произошел только когда был запущен инвестиционный процесс в отрасли, когда начался ввод новых мощностей, когда стало очевидно, что преобразования приносят реальные плоды.
Надо заметить для истории, что хотя инициаторами ключевых решений в части преобразований был менеджмент РАО “ЕЭС России”, тем не менее, они принимались государством. К середине 2006 года были приняты решения по важнейшим, с точки зрения преобразований, вопросам: либерализация рынка электроэнергии и привлечение частных инвесторов (включая иностранных) в генерацию. Решения такого масштаба, принятые за полтора года до выборов в Государственную Думу и Президента страны — явление уникальное не только для России, но и для мира.
Риски реформы — мнимые и реальные
Динамика спроса на электроэнергию, для удовлетворения которого делались преобразования, не зависела от наличия или отсутствия реформы.Просто к 2006 г. страна столкнулась с резким увеличением темпов роста на энергопотребление. Адекватным ответом в этой ситуации мог стать лишь рост инвестиций в электроэнергетику.
(Опережающий рост спроса переход на энергосберегающие технологии, во всех отраслях, включая ЖКХ, в реальных обстоятельствах был малореалистичен ).
Объем пятилетней инвестиционной программы холдинга РАО “ЕЭС России” до 2012 г., составляет 4,3 трлн руб. Оппоненты преобразований, критиковавшие разделение электроэнергетики по видам деятельности и собственности, не находили ответа на вопрос: “Откуда придут инвестиции?”. Один из предлагавшихся ответов заключался в создании под управлением Президента государственного фонда, который будет осуществлять инвестиции. Где упомянутый фонд будет черпать финансовые ресурсы оставалось загадкой.
Другие оппоненты, критиковавшие реформу с позиций “ультралиберализма”, отрицали необходимость серьезных инвестиций в энергетику, отмечая, что эта отрасль недоинвестирована в меньшей степени, чем другие. Вряд ли сегодня, на фоне дефицита электроэнергии в десятках регионах страны, массового спроса на присоединения к сетям, стоит всерьез оспаривать их аргументы.
В арсенале естественной монополии не так много источников поступления средств. Один из них — федеральный бюджет. Но способна ли государственная казна создать для одной отрасли инвестиционный ресурс в несколько триллионов рублей? Для человека, знакомого с бюджетом России, ответ на этот вопрос очевиден — это невозможно.
В 2008 г. в рамках инвестиционной программы холдинга РАО “ЕЭС России” на развитие электроэнергетики будет направлено 826,4 млрд руб., в том числе, за счет частных инвестиций — 207 млрд руб.
Для сравнения, в 2008 г. расходы федерального бюджета на здравоохранение, физкультуру и спорт составляют 209,6 млрд руб., на образование — 301 млрд руб., на культуру, кинематографию, средства массовой информации — 82,5 млрд руб. Даже если представить себе полное прекращение финансирования названных отраслей, этого не хватит, чтобы спасти энергетику России.
Предложения направить на нужды развития электроэнергетики средств стабилизационного фонда, вряд ли стоит оценивать профессионально. Вероятная цена принятия политического решения о таком “целевом” финансировании электроэнергетики — макроэкономический кризис и угроза политической стабильности в стране.
Наконец, тарифы. Объем доходов от продажи электроэнергии в РАО “ЕЭС России” составляет примерно 600 млрд руб. в год. Инвестировать нужно значительно больше. Чтобы обеспечить приток необходимых инвестиций, (даже с учетом привлечения кредитных источников), тарифы пришлось бы поднять примерно в 2 раза.
“Мягкий” вариант требовал бы ежегодного увеличение тарифов на 50% в течение трех-четырех лет.
В этом случае пришлось бы отказаться от реализации значительного числа инвестиционных проектов в 2008–2010 годах.
Политические, экономические и социальные последствия отказа от реформы нетрудно себе представить. Кратное увеличение тарифов на электроэнергию привело бы к банкротству ряда отраслей экономики. Катастрофическими оказались бы социальные последствия для значительной части населения… Для самой электроэнергетики повышение тарифов также не гарантировало выхода из тупика. Остро встал бы вопрос о собираемости платежей.
Последствия отказа от реформы хорошо видны на опыте Южно-Африканской Республики. Это государство не пошло по пути преобразований электроэнергетики, сохранив вертикально-интегрированную структуру отрасли. То, что инвестор никогда не придет в регулируемую государством вертикально-интегрированную компанию, очевидно. Итогом политики властей ЮАР стала серия энергоаварий и блэкаутов, и решение о едино- временном повышении тарифов на 60%. Удастся ли властям ЮАР ограничиться одним таким решением — покажет время.
Вывод: отказ от проведения реформы в электроэнергетике России означал бы не только торможение экономического развития страны, остановку роста экономики, но мог бы привести к социальным и политическим потрясениям.
РИСКИ РЕАЛЬНЫЕ
Надо, однако, понимать, что сам процесс функционирования реформированной энергетики связан с серьезными рисками
Осуществленные преобразования позволяют электроэнергетике работать в рыночных условиях. Вместе с тем, существует целый ряд важных для функционирования отрасли подсистем, которые должны заработать в ближайшем будущем. Первую группу рисков можно обозначить как “риски отказа от реформы”, или “риски недореформирования”.
Одним из обсуждаемых в настоящее время рисков является потенциально возможный отказ властей от графика либерализации рынка электроэнергии. Правда, есть три группы механизмов минимизации это- го риска.
Во-первых, это законодательные механизмы — постановление Правительства РФ, утвердившее график либерализации к 2011 году¹⁶, и Федеральный закон “Об электроэнергетике”. В соответствии с этими документами, с 2011 году государственное тарифное регулирование на оптовом рынке электроэнергии запрещено.
Во-вторых, инвестиционно-экономические механизмы, которые включены в структуру договоров на предоставление мощности. Эти документы содержат положение, что пересмотр государством графика либерализации рассматривается как форс-мажор. В этом случае с инвестора снимаются обязательства по строительству и вводу новых мощностей.
Если вдруг власти решили бы отказаться от объявленной программы либерализации, им пришлось бы согласиться и с отказом генерирующих компаний от заявленных инвестиций. А это будет иметь серьезные последствия для устойчивости электроснабжения страны. Как показывает актуальный российский опыт , исполнение взятых государством обязательств перед инвесторами, в том числе зарубежными , становится все более значимым элементом репутации. Поэтому, хотя риск пересмотра графика либерализации рынка электроэнергии и нельзя полностью исключить, оценивать его следует как маловероятный.
Самый обсуждаемый в настоящее время риск — недореформирование рынка мощности. Его запуск предполагается провести в два этапа. Речь идет о переходном периоде, протяженностью до 2012 году, и о целевом рынке мощностей. Целевую модель рынка можно достраивать, но основные принципы его функционирования понятны. В этом сегменте предстоит решить немало профессиональных задач, многие из них будут решаться впервые не только в России, но и в мире. Однако политические риски уже сняты, вероятность того, что этот элемент системы рынков в электроэнергетике не будет построен, минимальна.
Еще один риск “недореформирования” связан с проблемой перекрестного субсидирования.
В ней можно выделить несколько видов: перекрестное субсидирование между теплом и электроэнергией, межрегиональное и внутрирегиональное субсидирование по электроэнергии и, самое масштабное, между группами потребителей, прежде всего, между населением и промышленностью. Масштаб последнего оценивается ориентировочно в 120 млрд руб. в год. В последние годы по большинству видов перекрестного субсидирования правительством РФ приняты решения об их устранении. В апреле 2008 года председатель правительства РФ принял решения, нацеленные на устранение самого масштабного вида — перекрестного субсидирования между группами потребителей к 2011 году. Перекрестное субсидирование долго будет одним из факторов, препятствующих полноценной либерализации розничных рынков электроэнергии. Перенос цен, складывающихся на оптовом рынке, в стоимость электроэнергии в розничной торговле — один из базовых принципов системы рынков в электроэнергетике, обеспечивающий ее целостность и устойчивость.
Однако надо понимать, что главная цель либерализации розничных рынков — возможность для потребителя выбирать сбытовую компанию, исходя из цены и качества предоставляемых услуг — не может быть достигнута до решения проблемы перекрестного субсидирования.
Проблемы “недореформирования” этой сферы еще длительное время будут вызывать трудности в распределительном сетевом комплексе (так называемая “последняя миля”), порождать конфликты между распределительными сетями и сбытовыми компаниями, снижать качество обслуживания потребителей. Эти риски значимы и придется приложить большие усилия, чтобы негативные процессы на розничном рынке, вызванные его недореформированием, не приобрели разрушительного характера.
К нерешенным проблемам относится и либерализация внешнеэкономических связей. Ее надо решать на основе системы двусторонних соглашений с соседними государствами. Здесь сдерживающий фактор — более высокое качество российского рынка, основанного на почасовом планировании, которое пока отсутствует у большинства наших партнеров. Учитывая незначительную долю экспортно-импортных операций в электроэнергетике (3–5% от общего объема выработки электроэнергии в стране), можно отложить решение этой задачи на более поздний срок. Тем не менее, она рано или поздно потребует решения.
Наконец, ключевой фактор функционирования рынка электроэнергии — антимонопольное регулирование. Решать эту задачу на первом этапе пришлось силами самой компании РАО “ЕЭС России”. После реорганизации энергохолдинга эти функции переданы в профильную государственную структуру — Федеральную антимонопольную службу (ФАС). Законодательные предпосылки для этого созданы.
ГАЗОВЫЕ РИСКИ
Следующая группа рисков, которые стоит рассмотреть, это “топливные риски”, и, в первую очередь, “газовые риски”. В числе наиболее обсуждаемых следует отметить опасения аналитиков, связанные с активностью ОАО “Газпром” в приобретении генерирующих активов. Их иногда трактуют как ремонополизацию электроэнергетики. Однако эти опасения фактами не под- тверждаются.
Объемы производства электрической энергии электростанциями, принадлежащими ОАО “Газпром” и ОАО “СУЭК” (в случае, если совместное предприятие, объединяющее электроэнергетические активы этих компаний, все-таки будет создано), хоть и значительны, но недостаточны, чтобы обеспечить монопольное положение. В ОЭС Северо-Запада их доля составляет 40%, Центра — 33%, Юга — 28%, Урала — 16%, Сибири — 28%.
В 2007 году в ЕЭС России было произведено 997,3 млрд кВтч. Из них электростанциями, принадлежащими сегодня ОАО “Газпром” и ОАО “СУЭК”, — 199,407 млрд кВтч. Совокупная доля этих компаний на рынке электроэнергии России, включающем и атомную генерацию, а также независимых поставщиков, составляет 20%.
Это ниже той доли, которой располагает большинство крупных европейских компаний на внутренних энергорынках (см. табл. 1).
Таблица 1.
Доли крупнейших энергетических компаний Европы на внутренних рынках
Страна Компания Доля на рынке, %
Франция EdF 82
Италия ENEL 45
Испания Endesa 38
Германия E.on 32
Скандинавские страны Vattenfall 22
Великобритания British Energy 20
Россия Газпром 20
Таким образом, значимое влияние ОАО “Газпром” на рынке электроэнергии нельзя изначально рассматривать как разрушающее по влиянию на конкурентную среду на этом рынке. Федеральный закон “Об электроэнергетике” запрещает совместное владение генерирующими и сетевыми активами. Поэтому в принципе не обоснован и тезис о том, что приобретение ОАО “Газпром” генерирующих активов воспроизводит структуру РАО “ЕЭС России”.
Более серьезные опасения вызывает потенциальная возможность ОАО “Газпром” манипулировать поставками газа, чтобы обеспечить привилегированное положение подконтрольным компании электростанциям. В реформированной энергетике скрытно осуществить такие действия, затрагивающие интересы десятков собственников, невозможно. В рамках антимонопольной политики у государства есть инструменты противодействия и этому риску. Здесь, как и в предыдущем случае, ключевым будет наличие политической воли для их применения.
Обсуждается риск возникновения дефицита газа для предприятий электроэнергетики. Это серьезная тема, она требует отдельного исследования. Отметим лишь, что автор настоящей работы относится к числу тех, кто считает, что стратегию развития российской газовой отрасли необходимо переориентировать на существенное возрастание значения российского рынка.
Еще одну группу рисков можно назвать “риски потери управляемости отрасли без РАО “ЕЭС России”. Считаю, что связанные с этим опасения преувеличены. Новая структура управления отраслью построена на двух опорах — государственной и самоуправленческой.
Произошло разделение Министерства промышленности и энергетики на два министерства, которое активно поддерживало РАО “ЕЭС России”. Министерство энергетики берет на себя государственные функции, которые ранее выполняло РАО “ЕЭС России”. Государственное участие будет доминирующим в инфраструктурных компаниях — ФСК, СО и холдинге МРСК. Основным институтом рыночного самоуправления отрасли, имеющим законодательный статус, станет некоммерческое партнерство “Совет рынка”. Оно будет представлять интересы и поставщиков, и потребителей.
Такая система управления, дополненная рынком и частной собственностью, способна обеспечить устойчивость электроэнергетики и эффективно развиваться.
Однако говорить, что все проблемы устранены, преждевременно. Возможный в принципе конфликт распределительных сетей со сбытовыми компаниями, с одной стороны, и с Федеральной сетевой компанией — с другой, может создать серьезную угрозу технологической целостности ЕЭС. На эту и ряд других проблемных точек новым структурам управления электроэнергетикой нужно будет обратить особое внимание.
Отдельная группа обсуждаемых рисков связана с опасениями возможного срыва реализации инвестиционных программ новыми собственниками генерирующих компаний из-за перегруженности западных и российских производителей оборудования и нехватки квалифицированных строителей в стране.
С нашей точки зрения, эти опасения преувеличены. Мы не ожидаем массового срыва реализации проектов пятилетней инвестиционной программы холдинга.
Опасения, что планы по строительству новых объектов натолкнутся на технические проблемы, связанные с нехваткой оборудования и дефицитом кадров, также не беспочвенны, но представляются преувеличенными. Разумеется, эта опасность может стать реальной, если отечественный рынок будет закрыт для зарубежных производителей. То, что некоторые российские энергомашиностроительные компании попытаются этого добиться, очевидно.
Но российские власти не обречены делать столь грубые ошибки в экономической политике.
По данным на апрель 2008 года, из 57 строящихся РАО “ЕЭС России” энергообъектов, только на 14-ти будет смонтировано исключительно иностранное основное оборудования. На 14 объектах зарубежные агрегаты будут работать вместе с российскими, а 29 проектов полностью оснащаются российской техникой. Так без всяких запретных мер обеспечен приоритет отечественного товаропроизводителя на рынке энергомашиностроительного оборудования.
В числе победивших зарубежных производителей: Siemens, General Electric, Alstom, Mitsubishi, спрос на продукцию которых в мире высок. Это отражается и на стоимости поставляемого оборудования.
Весной 2008 г. на российский рынок впервые вышли и победили в конкурсе на строительство угольного блока 660 МВт на Троицкой ГРЭС китайские производители энергомашиностроительного оборудования
Выход китайских производителей на российский рынок открывает серьезные возможности как для сдерживания цен на продукцию энергомашиностроительной отрасли, так и для удовлетворения потребностей инвестиционной программы в электроэнергетике России.
Дефицит рабочей силы, о котором говорят оппоненты, можно покрыть, российскими специалистами (заранее подготовив их ),и , при необходимости, — рабочими из других стран.
Было бы наивно считать, даже на фоне приведенных аргументов, что инвестиционная программа на 2008–2012 годы по всем объектам будет выполнена на 100%. Организационные и финансовые сбои при реализации задач такого масштаба неизбежны, тем более, когда решать их приходится впервые в истории страны.
В новой ситуации принципиально важным будет способность придать этой работе необходимый приоритет и обеспечить ее государственной поддержкой и контролем. Если это произойдет, мы считаем реалистичным исполнение инвестпрограммы на 2008 — 2012 годы на 80 — 100%%.
ОБ ИЗБЫТОЧНОСТИ ПРОГРАММ
Некоторые эксперты высказывают противоположные опасения. Они говорят о том, что прогноз электропотребления завышен, а инвестиционная программа избыточна.
Обратимся к цифрам. Согласно генеральной схеме размещения объектов энергетики до 2020 года, на первую пятилетку 2006–2010 годов заложен темп роста годового энергопотребления по России на уровне 4,8%, на 2010–2012 годы — 3,8%. Таким образом, среднегодовой плановый темп прироста энергопотребления на период осуществления инвестпрограммы на 2008–2012 годы составит около 4,4%.
Что происходило в действительности? За последние 2 года и 5 месяцев (то есть за период с 2006 по май 2008 года) среднегодовой прирост энергопотребления — 3,7%. Из чего складывался этот показатель? Прирост энергопотребления за 2006 год составил 4,4%. Затем, в 2007 году этот показатель составил всего 2,3%, что объясняется аномально теплой зимой. Однако уже за пять месяцев 2008 года, не смотря на то, что температура наружного воздуха в этот период была значительно выше среднемноголетних значений, спрос на электроэнергию увеличился на 4,5%. Таким образом, реальный рост энергопотребления лишь незначительно отстает от прогнозных показателей, на которых базируется пятилетняя инвестиционная программа Холдинга РАО “ЕЭС России”.
Специалисты, критикующие менеджмент энергохолдинга за избыточность нового строительства, не учитывают того, что оно покрывает среднегодовой прирост выработки электроэнергии лишь в объеме 3,3%. Остальную часть прироста придется покрывать за счет роста коэффициента использования существующих мощностей.
Кроме того, ввод новых современных станций откроет возможность демонтажа старых неэффективных энергетических мощностей. Поэтому мы не видим реального риска “переинвестирования” в российскую энергетику при реализации предложенной программы в обозримом будущем.
Помимо названных, существуют риски, связанные с несовершенством и неотлаженностью новой системы рыночных взаимоотношений. Конечно, на этом этапе сложно их все предугадать, но некоторые — уже просматриваются.
Нет уверенности, что при возникновении задолженности конечных потребителей или сбытовых компаний будет оперативно обеспечено давление на неплательщика вплоть до введения ограничений поставок электроэнергии. Есть риск, что такая задолженность не будет локализована в месте возникновения и по цепочке перейдет на распредсетевые, а возможно и магистральные сетевые и генерирующие компании.
В случае, если такие проблемы возникнут не точечно, а в целом регионе (такая опасность существует в первую очередь на Северном Кавказе), рынок может отреагировать неадекватно. Риски такого рода следует отнести к серьезным. Новым органам управления энергетикой необходимо к ним готовиться. Например, отрабатывать процедуру замены сбытовой компании — гарантирующего поставщика, которая на сегодняшний день практически не опробована.
Ценовой риск
Существует еще один риск — ценовой. Он начал обсуждаться только в последнее время. Однако причины его возникновения до сих пор никем не систематизировались и глубоко не анализировались. Между тем, этот риск следует отнести к числу значимых, тех, которые могут оказать большое влияние на выполнение инвестиционной программы.
В последние полтора года совпали три процесса, которые будут влиять на ценовые факторы, связанные с инвестициями в энергетику. Первое — инвестиционная программа РАО “ЕЭС России”, сформировавшая масштабный спрос на оборудование, в рыночных условиях естественно вызвала рост цен. Второе — мировой рост цены вводимого мегаватта в 1,8–2 раза за последние три года, который никак не связан с процессами, происходящими в электроэнергетике России. И, наконец, третий фактор — мировой финансовый кризис.
Воздействие этих факторов неизбежно приведет к увеличению цены вводимого в России мегаватта мощности. Значит, должен увеличиться и общий объем средств направляемых на реализацию инвестиционных проектов. Основные источники финансирования инвестиционных программ генерирующих компаний — средства частных инвесторов, привлеченные за счет дополнительных эмиссий и заемные средства. ОГК и ТГК придется наращивать объем заимствований. Делать это придется в условиях мирового финансового кризиса, в числе последствий которого рост цен на заемные средства и снижение доступности кредитов.
Новый “киотский” период вступает в силу с 2012 года, как и новые правила по контролю за CO2, что также приведут к удорожанию стоимости вводимых генерирующих мощностей.
Что делать?
Конечно, в регулировании процессов такого масштаба нужно участие государства, однако в наших реалиях вероятность его позитивного влияния сопоставима с вероятностью негативного. Ответ на этот вопрос дает сама реформа электроэнергетики. У рынка есть фундаментальное свойство — он позволяет справедливо распределить дополнительные затраты между потребителем и поставщиком. Не менее важно, что будет развиваться реальная конкуренция, которой в электроэнергетике никогда не было. Она также будет сдерживать рост цен.
Сложность и масштабы осуществленных в энергетике России за последние 10 лет преобразований, значимость самой отрасли позволят сделать системные и полные выводы о результатах преобразований не ранее, чем через 3-5 лет. Вместе с тем, очевидно, что сопоставление рисков неосуществления реформы с рисками ее последствий позволяет говорить о том, что преобразования были необходимы.
Сноски
¹ Ñ
м.: http://www.rao-ees.ru/ru/reforming/lib/program/show.cgi?content.htm² À
О-электростанция — электростанция федерального уровня, осуществляющая производство и отпуск электрической энергии на федеральный оптовый рынок электроэнергии (мощности).³ Ñ
формированы на базе крупнейших федеральных электростанций по экстерриториальному принципу. В ходе реформирования создано 6 тепловых и 1 гидро ОГК.⁴ Сформированы в ходе межрегиональной интеграции электростанций, входивших в состав АО-энерго, как правило, нескольких соседних регионов за исключением генерирующих активов, подлежащих включению в ОГК. Всего согласно планам реформы в электроэнергетике создано 14 ТГК.
⁵ Компании, формируемые по территориальному принципу с передачей им акций распределительных сетевых компаний.
⁶ Компании, создаваемые в результате реформирования АО-энерго, с передачей им имущества объектов электросетевого хозяйства, относящегося к единой национальной (общероссийской) электрической сети: линии электропередачи напряжением от 220 кВ и выше (в ряде случаев от 110 кВ), межгосударственные ЛЭП, а также обслуживающие их трансформаторные подстанции и комплекс оборудования, предназначенный для технического обслуживания и эксплуатации этих объектов.
⁷ Организация по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью, включающей систему магистральных линий электропередачи, объединяющих большинство регионов страны.
⁸ Организация, выполняющая расчет и анализ ожидаемых балансов электроэнергии и мощности, анализ и согласование планов перспективного развития энергетических систем, координацию плановых ремонтов оборудования электростанций и сетей, анализ устойчивости энергосистемы, расчет допустимых потоков мощности по отдельным сетевым элементам и их группам, формирование диспетчерского графика нагрузок электростанций, оперативное управление режимом энергосистем (в реальном времени), обеспечение эффективного функционирования оптового и розничных рынков электроэнергии (мощности).
⁹ Крупнейшая российская ОГК, объединяющая все крупнейшие гидроэлектростанции страны. Установленная мощность ГЭС, входящих в структуру компании, составляет 24,1 ГВт, доля на рынке электроэнергии России — около 15%.
¹
⁰ Организация, целью создания которой является организация купли-продажи электрической энергии на оптовом рынке.¹¹ Ñ
м. напр. А. Макаров. Электроэнергетика России в период до 2030 года. Контуры желаемого будущего. — М.: ИНЭИ РАН, 2007 г.; Электроэнергетика России 2030: целевое видение/под общей редакцией Б.Ф. Вайнзихера. — М.: Альпина Бизнес Букс, 2008.¹² Ñ
м.: http://www.government.ru/content/governmentactivity/rfgovernmentplans/7e4d57765a3a47e6bebf786e36f4e42b.doc¹³ Ñ
м.: http://www.rao-ees.ru/ru/invest_inov/inv_programm/show.cgi?content.htm¹
⁴ Федеральный закон от 26 марта 2003 г. № 35- ФЗ “Об Электроэнергетике”/Собрание законодательства Российской Федерации, Издательство “Юридическая литература”, 05 ноября 2007, № 45, ст. 5427, (в ред. Федеральных законов от 22.08.2004 № 122-ФЗ, от 30.12.2004 № 211-ФЗ, от 18.12.2006 № 232-ФЗ, от 04.11.2007 № 250-ФЗ)¹
⁵ См.: http://www.rao-ees.ru/ru/news/speech/confer/prez/prez250902abc.ppt¹
⁶ Постановление Правительства РФ от 7 апреля 2007 г. № 205 “О внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации по вопросу определения объемов продажи электрической энергии по свободным (нерегулируемым) ценам” /Собрание законодательства Российской Федерации. Издательство “Юридическая литература”, 16 апреля 2007, № 16, ст. 1909.