Вернуться к первой части

Электроэнергетика России

в сравнении

с советским и зарубежным опытом

(часть 2)

Российские потребители будут переплачивать за электроэнергию около 600 млрд руб. ежегодно. При этом 90% этих средств из кармана остального российского бизнеса пойдут не на инвестиции, а в сверхдоход новым собственникам генерирующих компаний. Стоит ли рисковать экономикой всей страны, чтобы построить лишь несколько электростанций?

5. Средства федерального бюджета. Реформаторы многократно подчеркивают, что они получают для развития частные инвестиции, не обременяя федеральный бюджет. Так ли это и почему бюджетные средства нельзя вкладывать в электроэнергетику?

При продаже собственно акций РАО «ЕЭС России» и пакета акций государственного энергохолдинга в дочерних компаниях фактически продаются акции государства. Однако вместо того, чтобы полученные средства перечислить в бюджет, они фактически через инвестиции прямо передаются частным акционерам.

Поэтому более правильно считать эти средства бюджетными, а их вложения в ОГК и ТГК не что иное, как доля государства в этих компаниях. Почему же было прямо не профинансировать из бюджета новое строительство в электроэнергетике, тем более что акции энергетических компаний продавались по демпинговым ценам?

Вложение бюджетных средств в инфраструктуру – общепринятая статья расходов любого государства. По мнению экспертов, это наиболее быстро окупаемые расходы, так как они создают условия для развития всех видов бизнеса. По оценкам экспертов, каждый рубль госвложений в развитие промышленной инфраструктуры дает через несколько лет 3–4 рубля дополнительных налогов, не считая новых рабочих мест и доходов граждан. Убытки, которые несет страна при дефиците мощности, чрезвычайно высоки.

В 2006–2007 гг. снижение ВВП из-за дефицита мощности для новых потребителей оценивается величиной 1500 млрд руб. ежегодно.

Снижение ВВП за пятилетку 2006–2010 гг. (программа ввода 31 ГВт новых мощностей будет сорвана) составит в 5 раз большую сумму. Это реальный «вклад» десятилетнего управления топ-менеджерами РАО «РАО ЕЭС России» в экономику страны, за который они получили сотни миллионов долларов.

При огромном дефиците средств в РАО «ЕЭС России» фактически нет механизма контроля целевого использования инвестиционных средств. Тендеры на новое строительство сегодня фиксируют лишь стоимость энергопроекта перед началом работ. При этом после завершения строймонтажных работ выявляется, что их стоимость возросла на 30–70%. Никаких финансовых санкций к проектировщику и подрядчику энергокомпанией, как заказчиком, не применяется. Анализируя деятельность энергохолдинга за 1998–2005 гг., профессор В.В. Платонов выявил «потерю» 39 млрд долл. для вложений в генерацию. Этих средств с избытком бы хватило для ликвидации дефицита мощности в Тюмени, Москве и других регионах.

Зарубежный инвестиционный опыт

Западными энергокомпаниями используется ряд инвестиционных механизмов.

Конечно, основным источником финансирования остаются тарифы на электроэнергию. Однако рынок электроэнергии в большинстве стран, как для схемы госрегулирования, так и для рыночного ценообразования, как правило, работает по схеме усреднения цены. В последние годы наиболее эффективной моделью является модель «единый покупатель», которая решает инвестиционные задачи без ущерба для конкурентности национальных потребителей.

Ни один собственник энергокомпаний никогда не пойдет сегодня на продажу контрольного пакета акций по демпинговым ценам, ради обещания нового собственника форсировать инвестиционную деятельность завтра.

В КНР используется совместное финансирование государством и частными компаниями энергетического строительства, когда на тендере частные компании (включая иностранные) конкурируют по стоимости и сроку окупаемости. При этом доля государства определяется вложениями, компенсирующими затраты от фактического до принятого в тендере срока окупаемости (не более 8 лет). Это почти аналог нашего «механизма гарантирования инвестиций», который до сих пор не реализован ни в одном проекте. Успехи государственного и частно-государственного энергостроительства в КНР общеизвестны – ввод мощностей достиг 100 ГВт/год!

Финансирование нового энергетического строительства за счет эмиссии акций используется, когда их рыночная цена в пересчете на кВт мощности близка или выше реальной стоимости нового строительства. Эмиссия акций при рыночной цене на порядок ниже удельной стоимости нового строительства – это или криминал, или передел собственности.

Широкое распространение получили все формы проектного финансирования. Это отделяет экономику основного бизнеса инвестора от ответственности за окупаемость новых энергообъектов. Такой подход предотвращает проектирование и строительство дорогих электростанций, что сразу исключает российский «откат».

Распространение для независимых инвесторов получил метод IPP (строю, владею, эксплуатирую), который основан на гарантиях покупателя (региональной энергокомпании) по объему и цене покупаемой электроэнергии на весь период окупаемости объектов. По данному механизму за 10 лет построено более 100 ГВт новых энергомощностей. Это почти 50 годовых программ РАО «ЕЭС России».

Совершенно особый подход, начиная с 90-х годов, был осуществлен в США. Новым потребителям в дефицитных штатах предложили вместо платы за присоединение провести финансирование работ по энергосбережению в энергоемких секторах экономики. При этом объем сэкономленной мощности (энергии) давал им право на его использование в своих новых энергоиспользующих установках. Метод, который назвали строительством «электростанций энергосбережения», позволил в короткое время ввести в строй 32 ГВт «новых» энергомощностей по цене 300–500 долл./кВт! Это вся пятилетняя программа РАО «ЕЭС России».

Особое внимание в европейских странах уделено стимулированию строительства новых электростанций для комбинированного производства электроэнергии и тепла (когенерационные мини-ТЭЦ). Законодательством ряда стран установлено, что мощность и энергия этих энергоисточников, так же как и возобновляемых источников электроэнергии, должны обязательно приниматься в электрическую сеть и покупаться региональными энергокомпаниями. У нас же, даже в Москве, за последние 10 лет снизился отпуск тепла на ТЭЦ и возрос на котельных.

В отдельных странах тарифные инвестиции в электроэнергетику не облагаются налогом. У нас такое решение есть только по «Росэнергоатому». Широкое распределение получила практика отложенного налогообложения на период строительства. Взимание налогов начинается только после пуска энергообъекта в эксплуатацию. Имея многие годы половину правительства страны в составе директоров энергохолдинга, менеджеры не решили этот вопрос.

Понимая, что имеющийся уровень техники и технологий не соответствует требованиям надежности и эффективности в условиях объективного роста цен на топливо и металл, ведущие энергокомпании увеличили объем финансирования НИОКР до 2% от уровня затрат. Новые технологии и оборудование позволили увеличить прибыль, направив ее на инвестиции. В РАО «ЕЭС России» при затратах на НИОКР 0,1%, этот источник отсутствует.

* * *

Реформаторы фактически нам предлагают финансировать развитие российской электроэнергетики:

- во-первых, за счет получения разового источника средств от продажи по демпинговым ценам тепловой генерации (150 ГВт). Финансовые потери составляют сотни миллиардов рублей при потере государственного контроля над основной частью производства электроэнергии.

- во-вторых, за счет права нового собственника генерации на сверхприбыль. При этом жесткая ответственность за наращивание мощности электростанции в темпе подъема экономики отсутствует, так как всегда найдутся «объективные» причины отказа от нового строительства. Это означает, что ограничение ВВП из-за недостатка мощности от существующего уровня 1500 млрд руб./год будет лишь возрастать.

- в-третьих, за счет чрезмерного обременения других секторов экономики. При переходе к либеральному рынку по модели «равновесная цена» из-за запредельного подъема тарифов на электроэнергию неизбежна стагнация экономики в результате потери конкурентных преимуществ энергоемкого национального бизнеса, который сейчас успешно функционирует. Значит, придется увеличивать бюджетные отчисления на развитие электроэнергетики в условиях, когда налоговая база страны будет постоянно сокращаться.

* * *

Новому министру энергетики России и новому правительству придется решать сложные задачи, связанные с последствиями реформ, в тяжелых условиях:

- профессионализм управленческих команд в энергокомпаниях резко снижен, что недопустимо для отрасли жизнеобеспечения;

- ответственность за энергоснабжение из-за приоритета прибыли и ликвидации базовых лицензий в генерации отсутствует и не подкреплена правовыми нормами;

- большинство регионов Европейской части страны, Урала, Тюмени дефицитны; необходимые резервы мощности в них отсутствуют.

- снижение ВВП из-за невозможности подключить потребителей нового бизнеса составляет 1500 млрд руб./год с тенденцией постоянного роста;

- ограничение мощности электростанций по технологическим причинам выросло в 1,5 раза и сегодня составляет около 30 ГВт;

- потери электроэнергии в сетях выросли на треть и дошли до уровня послевоенного 1946 года (15%);

- потерян наполовину потенциал ведущих проектных и научных институтов;

- ликвидировано большинство специализированных ремонтных предприятий;

- возможности строймонтажных организаций составляют треть от необходимого.

В результате под угрозой срыва не только инвестиционная программа, но и возможность проведения аварийных работ. Энергоблок на Каширской ГРЭС «восстанавливается» уже пятый год. Энергоблок на Сургутской ГРЭС-2 находился в аварийном ремонте полгода. А ведь это стратегически важнейшие, дефицитные регионы страны (Московский, Тюменский).

Заключение

 Российский опыт преобразования электроэнергетики уникален:

- по отсутствию экономических обоснований;

- по игнорированию достойной цели – народнохозяйственной эффективности;

- по отрицанию приоритета надежности и национальных особенностей.

Объявленная менеджерами цель реформ фактически упрощена до профанации – «Инвестиции любой ценой». Это управленческий абсурд, не имеющий аналогов.

Финансировать развитие электроэнергетики предполагается за счет разовой продажи по демпинговым ценам основы основ отрасли – тепловой генерации, а затем за счет либерализации цен на электроэнергию. Последствия очевидны: неизбежный рост тарифов, подрывающий конкурентоспособность энергоемких экспортно-ориентированных отраслей, с колоссальным ущербом для экономики; потеря государственного контроля над производством электроэнергии; утрата ответственности за стабильность поставок электроэнергии. Фактически под флагом реформ одной отрасли – электроэнергетики в стране разрушена вся система энергоснабжения. Это на длительную перспективу делает беспомощным правительство и беззащитным национального потребителя.

Что необходимо предпринять для перевода дезинтегрированной затратной отрасли на эффективные рельсы с прогнозируемым расписанием движения?

Прежде всего обеспечить корпоративную правовую основу приоритета надёжности. Изменить уставы всех вновь образованных компаний, назвав основной целью общества не прибыль, а обеспечение надежного энергоснабжения потребителей. При этом ответственность за частоту, напряжение и качество централизованного электроснабжения должна обеспечиваться для всех подключенных потребителей. Принять решение о лицензировании важнейших видов деятельности в электроэнергетике, в первую очередь для генерирующих компаний.

Во-вторых, обеспечить профессионализм управления федеральным и региональным энергокомплексами. Внедрить единую систему контрактов, обеспечивающую карьерный рост только для успешных менеджеров-профессионалов, а оценку менеджеров проводить по обеспечению текущей надежности, подготовке к работе в зимних условиях и перспективному развитию в темпе подъема экономики.

В-третьих, создать государственную систему обеспечения надежности энергоснабжения за счет принятия стандартов надежности, законодательной и нормативной базы их обеспечения, инженерной экспертизы организационных, экономических и технических решений в отрасли с постоянным мониторингом последствий проводимых преобразований. Проанализировать последний мировой опыт создания в последние годы подобных систем в США, Европе (комитеты по надежности энергосистем, директивы о приоритете надежности) на основе анализа причин и последствий крупнейших энергетических аварий.

В-четвертых, сохранить государственное регулирование тарифов на электроэнергию. Дополнить его противозатратным механизмом эталонного сравнения затрат, успешно внедренным по всем видам бизнеса во многих европейских компаниях, и восстановить эффективную систему оптимизации использования топлива.

В-пятых, для обеспечения инвестиционной привлекательности, финансовой устойчивости и управляемости российского энергетического комплекса провести кратную консолидацию активов до уровня производственной мощности крупнейших западных компаний. Заменить безответственный экстерриториальный принцип формирования генерирующих компаний на ответственность вертикально-интегрированных холдингов на базе межрегиональных Объединенных энергосистем.

Средняя мощность российских ОГК и ТГК составляет лишь 5,7 ГВт. Для сравнения: средняя мощность 10 ведущих европейских компаний на порядок больше – 51,7 ГВт.

Наиболее подготовлен вариант создания 7 энергокомпаний на базе Объединенных энергосистем и Объединенных диспетчерских управлений (таблица 5).

Таблица 5.

В перспективе возможен вариант еще более мощных двух энергокомпаний:

- Европейская компания мощностью 113,3 ГВт (Центр, Средняя Волга, Северо-Запад, Юг);

- Объединенная Восточная энергокомпания мощностью 108,9 ГВт (Урал, Сибирь, Восток).

Для сравнения: мощность EDF (Франция) – 102,0 ГВт.

В-шестых, внедрить модель оптового рынка электроэнергии «Единый покупатель», которая позволяет усреднять тарифы на электроэнергию, использовать межсистемную оптимизацию режимов работы, что стабилизирует цены и обеспечивает возврат средств инвесторам.

В-седьмых, разработать и реализовать комплекс мер по научно-техническому развитию отрасли и увеличению потенциала строй-монтажного, ремонтного комплексов и взаимосвязанных отраслей, прежде всего в ТЭКе и энергомашиностроении.

* * *

Конечно, необходимо детализировать перечисленные направления и разработать сбалансированные программы их реализации. В структуре отрасли необходим мозговой центр, который, не отвлекаясь на текущие проблемы, возглавит эту крайне необходимую работу и проведет ее в минимальные сроки.

В отрасли требуется создание дееспособных структур, возглавляемых профессионалами с успешным опытом предыдущей работы, для осуществления перехода к эффективному управляемому российскому энергокомплексу XXI века.

В США над аналогичной программой работали 60 научных коллективов в течение трех лет. У нас на эту работу нет таких сил, но нет и такого времени. Сегодня не рано, а завтра будет поздно.