Никита Петров
13
All posts from Никита Петров
Никита Петров in Биржевые старости - ретроблог,

​Реквием по РАО

Семь лет назад была завершена реорганизация РАО «ЕЭС России». На месте одной из крупнейших энергетических компаний мира возникли десятки игроков меньшего масштаба, которые, впрочем, достаточно быстро начали консолидироваться и создавать новые монополии. Времена были веселые, на энергетике можно было неплохо заработать. Впрочем, сейчас видно, что основные цели реформы не достигнуты. А том, для чего она делалась, предлагаю вспомнить вместе с ее автором – Анатолием Чубайсом, который в 2008 году опубликовал статью «Послесловие к РАО «ЕЭС России». Оригинальный текст – длинный на 16 страниц, пришлось его сократить. Если вам нужна полная версия, ее легко можно найти в интернете.

1 июля 2008 г. одна из крупнейших в мире монополий, РАО “ЕЭС России — как и было заранее объявлено, спустила флаг, исчерпав смысл своего существования. Ее менеджеры покидали свои кабинеты, здание уходило с торгов, и все это было не результатом финансовой катастрофы, а задолго предопределенным, желаемым и запланированным итогом.

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-электростанции, сети высокого напряжения и центральное диспетчерское управление.

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) и территориальные (ТГК). Выделенные из АО-энерго распределительные и магистральные сетевые компании стали основой формирования межрегиональных распределительных сетевых и магистральных сетевых компаний — МРСК и МСК. На следующем этапе МСК были интегрированы в ОАО “Федеральная сетевая компания ЕЭС” (ФСК). Региональные диспетчерские управления вошли в структуру ОАО “Системный оператор” (СО)⁸.

В результате была сформирована новая конфигурация электроэнергетики, включающая структурно обособленные конкурентные и монопольные секторы. 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 акционеры.

Отдельно стоит сказать об ОАО “ГидроОГК”. 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.

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 году, 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 подтверждаются.

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.