К 2010 г. благодаря реформе РАО ЕЭС России и вложениям со стороны государства уровень инвестиций в электроэнергетике приблизился к оптимальному уровню. Необходимо удержать этот уровень и обеспечить эффективность вложений.
В 1990-е гг. развитие электроэнергетики жестко недофинансировалось из-за общеэкономического спада, сравнительно низких цен на электроэнергию и, главное, массовых неплатежей, от которых эта отрасль пострадала более всех остальных в ТЭК. Даже в 2001-2005 гг. ежегодные инвестиции в развитие отрасли составляли в среднем 75 млрд руб. в год (максимум - 90 млрд), или менее 3 млрд долл., что совершенно недостаточно для развития отрасли (рис. 7.6).
Значительный рост инвестиций в электроэнергетику произошел в 2005-2009 годах. Он был вызван реакцией на масштабную аварию в Московском регионе в мае 2005 г. и на отключения промышленных потребителей в условиях холодной зимы 2005-2006 годов.
Реформа РАО «ЕЭС России» и улучшение положения в экономике страны создали необходимые ресурсы и механизмы для увеличения инвестиций. В результате к 2009-2010 гг. удалось довести инвестиции до 12-15 млрд долл. в год.
Реализация инвестиционных программ - один из ключевых параметров для оценки реформы электроэнергетики, поскольку именно необходимость масштабных инвестиций и неспособность государства их осуществить была одним из ключевых аргументов в пользу реформы. Действительно, после реформы инвестиции возросли. Стратегические инвесторы при покупке у РАО «ЕЭС России» акций генерирующих компаний в ходе их приватизации подписывали договора на предоставление мощности (ДПМ). Согласно договорам, генерирующие компании должны к 2012 г. ввести в строй 26 ГВт новых мощностей. Финансовой базой инвестиций должны были стать средства, полученные за счет выкупа дополнительных эмиссий генерирующих компаний (448 млрд руб.), а также собственные и кредитные средства инвесторов. За неисполнение ДПМ на частного инвестора может быть наложен штраф в размере до 25 % от стоимости инвестиционной программы. Эти требования были сформулированы исходя из завышенного прогноза роста потребления электроэнергии (4,2 % ежегодно). В ходе кризиса требования были пересмотрены. В результате разумной корректировки ДПМ обязательства ОГК и ТГК по вводу новых мощностей в 2010 г. были сокращены до 5,8 ГВт. Таким образом, реальный объем инвестиций частных компаний оказался гораздо меньше того завышенного уровня, какой был изначально зафиксирован в ДПМ.
Источник: Росстат, ЭС-2030.
Рис. 7.6. Инвестиции в электроэнергетику по ЭС-2030
Вместе с тем, инвестиционные программы государственных компаний в электроэнергетике (Росэнергоатом, РусГидро, ФСК и пр.) также резко возросли, поскольку увеличились финансовые возможности государства и его готовность вкладывать средства в инфраструктурные проекты. По-видимому, при реалистичной оценке необходимых вводов мощностей и инвестиций государство могло бы профинансировать строительство и дополнительных мощностей в тепловой генерации самостоятельно. Таким образом, неясно, в какой степени приватизация отрасли действительно способствовала росту инвестиций, да и была ли она нужна вообще.
Согласно оценкам Энергетической стратегии на период до 2030 года, электроэнергетика России нуждается в инвестициях существенно большего масштаба. Так, на первом этапе ЭС-2030 г. потребность в инвестициях оценивается в 122-126 млрд долл., или 24-25 млрд долл. в год (до 2015 г.). На втором этапе инвестиции составляют 15-33 млрд долл. в год (2015 - 2022 гг., всего 107-233 млрд долл.), а на третьем -42-66 млрд долл. в год (всего 340-529 млрд). Таким образом, ЭС-2030 требует увеличить инвестиции в электроэнергетику вдвое по сравнению с современным уровнем уже на первом этапе ее реализации, а к третьему этапу - еще вдвое.
Такие большие объемы инвестиций означают резкий рост инвестиционной и тарифной нагрузки на национальную экономику, отвлечение значительных финансовых ресурсов от развития других отраслей. Указанные оценки опираются на прогнозирующийся в ЭС-2030 быстрый рост потребления электроэнергии. Между тем при предложенных выше осторожных оценках динамики энергопотребления, а также снижении издержек при строительстве до оптимального уровня могут быть получены принципиально иные результаты.
По осторожным оценкам, на первом этапе (до 2015 г.) инвестиции должны составить 9-12 млрд долл. в год, что даже несколько ниже уже достигнутого уровня (хотя в отдельные годы уровень 2008 г. может быть и превышен). Процедура переподписания ДПМ, согласно принятым летом 2010 г. решениям Правительства РФ, будет опираться на требования ввода 24-28 ГВт мощностей до 2015 г., что вполне соответствует осторожным оценкам. На втором этапе вложения составят 11-13 млрд долл. в год, а на третьем - 13,5-16 млрд долл. Таким образом, инвестиционная нагрузка в нашем альтернативном сценарии на первом этапе в 2-3 раза ниже, чем в прогнозах ЭС-2030, на втором этапе - в 1,5-2,5 раза, на третьем этапе - в 3,3-4 раза" 9 . При этом она более равномерно распределена по периодам; акцент делается на развитии сетевого хозяйства, что позволяет вместе с пониженным энергопотреблением ограничить ввод мощностей. В целом за период 2010-2030 гг. освобождаются средства в размере 340-600 млрд долл., или 17-30 млрд долл. в год, что составляет 1,5-2,5 % ВВП России. Столь значительные ресурсы могут быть эффективно использованы для развития других отраслей экономики.
Кроме того, в текущих инвестиционных программах сделан избыточный упор на строительство новых мощностей в ущерб модернизации уже существующих. Широкое внедрение парогазовых установок вместо паросиловых могло бы сберечь около 40 млрд куб. м газа в год или соответствующим образом поднять выработку электроэнергии при сравнительно низких затратах - намного меньших, чем при строительстве АЭС или угольных энергоблоков. Фактически в 2008-2010 гг. под воздействием экономического кризиса произошел сдвиг в пользу именно таких проектов, хотя исходная стратегия государства была иной.
Мнение об энергетике
Сегодня средний возраст российских электростанций 32,5 года, и при действующих правилах работы рынка он будет только расти
Весь 2016 год российская электроэнергетика находилась в зоне повышенного внимания, в том числе из-за беспрецедентного (до 300%) роста капитализации ряда компаний. Но так ли все хорошо? Именно в прошлом году проблемы в секторе продолжали усугубляться. На части системных вызовов стоит остановиться подробнее.
Мощность в нагрузку
В 2016 году потребление электроэнергии в России выросло на 1,7%, таких результатов отрасль не показывала с 2012 года. Однако причина роста, к сожалению, не в резком увеличении энергопотребления промышленностью, а в экстремальных температурах летом и зимой и дополнительном дне високосного года. В условиях отсутствия четкого тренда на рост потребления одной из главных в отрасли остается проблема избыточных мощностей.
К осени 2016 года в энергосистеме было 14,6 ГВт вынужденной генерации (мощности, не востребованные в данный момент рынком, но не подлежащие выводу из эксплуатации по техническим причинам), после присоединения Крымской энергосистемы к ценовой зоне оптового рынка электроэнергии к данному объему добавилось еще 428 МВт. Переизбыток создает значительную дополнительную нагрузку на потребителей, по нашим оценкам, на уровне около 40 млрд руб. Напомним, что более 20% мощностей оплачивается потребителями не по рыночной цене, а в восемь-десять раз дороже.
При этом как раз в 2016 году, впервые с начала действия программы договоров поставки мощности (ДПМ — договор, по которому энергокомпания обязуется построить новые мощности в обмен на долгосрочный тариф, обеспечивающий доходность инвестиций), объем вывода оборудования из эксплуатации приблизился к объему новых вводов. Появился четкий тренд на выбытие неэффективных старых мощностей. По результатам отбора мощности на 2020 год, проведенного осенью 2016 года, видно, что около 4000 МВт не подавали заявки и еще около 800 МВт не были отобраны. Эти мощности также становятся кандидатами на выбытие.
Постепенное выбытие неэффективных электростанций решает проблемы избытка мощности и выгодно потребителям, так как снижает объем переплаты.
Важно понимать, что проблема переизбытка мощностей не в том, что мощности превышают спрос (в условиях рынка это только стимулирует снижение цен для конечных потребителей), а в том, что избыток формируется в основном за счет устаревших и неэффективных мощностей, которые, однако, оплачиваются потребителями. Сегодня средний возраст российских электростанций составляет 32,5 года, и он будет только расти, ведь инвестиции в сектор снижаются четвертый год подряд: с 867 млрд руб. в 2013-м до 697 млрд руб. в 2016 году.
Успокоить инвесторов
Допускать снижение объема инвестиций, а значит, замедление «омолаживания» активов нельзя. Проблема привлечения инвестиций — приоритет для энергосистемы. Пока нет серьезного роста потребления, остается время на маневр и принятие взвешенных решений. Крайне важно определиться с механизмом, который бы позволил привлечь инвестора и гарантировать возврат вложенного капитала.
Уже существующие механизмы имеют ряд недостатков: конкурентный отбор мощности (КОМ) не способен стимулировать новые инвестиции, платеж по нему компенсирует только условно постоянные затраты, а механизм ДПМ не является конкурентным, то есть объекты, построенные по договорам, не конкурируют между собой, как и вынужденная генерация, получающая высокие платежи без всякой конкуренции.
Системе явно не хватает прозрачности. Потребители хотят четко понимать, за что конкретно они платят. Сколько за надежность энергоснабжения и сколько за электроэнергию. Дискуссии на тему обоснованности размера того или иного обязательного для потребителя платежа прекратятся, как только будет внедрен конкурентный механизм. Есть потребность в обеспечении системной надежности в конкретном узле энергосистемы, и есть станция, претендующая на повышенный платеж и статус вынужденной, надо организовать конкурсный отбор, и, возможно, какой-нибудь инвестор заинтересуется строительством в этом же узле новой мощности с более скромными требованиями по платежу за мощность. Сейчас очень трудно понять реальную себестоимость электроэнергии для конечного потребителя в том или ином узле энергосистемы, а это мешает организации свободного рынка.
Такой же конкурсный подход стоит применять и к проектам модернизации и строительства новых мощностей. Потребитель хочет выбирать наиболее «дешевый» вариант и оплачивать мощность, осознавая, что было принято оптимальное системное решение.
Конечно, потребуется переходный период, в рамках которого сохранятся указанные выше проблемы, но рыночному сообществу нужен сигнал, пусть и на долгосрочную перспективу, о том, что система будет меняться. Важно увеличивать долю конкурентного ценообразования в секторе, это позволит и повысить прозрачность цены для конечного потребителя, и сформировать правильные сигналы для инвестиций в сектор. Однако в российской электроэнергетике все происходит с точностью наоборот. По решению правительства продолжается увеличение объема перекрестного субсидирования. С этого года к нему добавляются средства , собираемые «РусГидро» с потребителей для последующего распределения на территории Дальнего Востока в целях снижения тарифов. Это добавит к «перекрестке» еще около 10-12 млрд руб. ежегодно.
Преобразования в отрасли продолжаются, но дальнейшее развитие и переход к целевой модели невозможны без оперативного решения накопившихся в секторе проблем. Важнейшие задачи для правительства и регуляторов сектора на 2017 год — это решение проблемы модернизации оборудования, совершенствование и внедрение новых рыночных механизмов, преобразование рынка тепла и снижение объема перекрестного субсидирования. Работы в секторе хватит на всех, но есть опасения, что правительство не захочет делать резкие шаги в предвыборный год и время будет упущено.
Основой экономики нашего государства всегда была и остаётся ныне энергетическая отрасль. Поскольку развитие её всегда считалось задачей первоочередной, инвестиции в энергетику имеют стратегическое значение. Без притока капиталовложений невозможно развитие любой отрасли, тем более такой важной.
Поскольку большая часть энергетического комплекса России не субсидируется государством, инвестирование становится особо значимым. Их актуальность определяется некоторыми факторами.
- В странах с экономиками нестабильными, основные средства энергетика черпает именно из инвестиций.
- Развитие промышленности и здоровье экономики полностью зависят от энергетического обеспечения.
- Если будет ощущаться недостаток в финансировании энергетических объектов, это может причинить колоссальный вред стране.
Особенности инвестиционной политики
Сегодня инвестиции в энергетику - прерогатива инвесторов частных. Несмотря на то что общее количество их постоянно прирастает, отдача от инвестиций не максимальная.
Особенностью является ориентация инвесторов на максимальные прибыли, которые можно извлечь за малые сроки. Но известно, что энергетическая отрасль не предполагает быстрого оборота средств. Положительная отдача возможна только после очень долгого периода, определяемого десятками лет.
Исходя из этого, инвестирование в энергетический комплекс относится к капиталовложениям, имеющим повышенные риски. Поэтому рассматривать такое вложение средств как источник быстрого дохода не приходится.
Для топливно-энергетического комплекса нашего государства характерно финансирование, имеющее цели долгосрочные. Доля частных инвесторов составляет до 90% от всего объёма инвестиций, и лишь оставшаяся часть их совершается из государственного бюджета. При этом многие предприниматели уделяют всё большее внимание источникам энергии нестандартным.
Инвестиции в альтернативную энергетику
Территории и недра России достаточно богаты энергоресурсами, но разработка альтернативных источников энергии считается перспективной. Особенно это значимо для тех регионов, где используется привозное топливо.
В европейских странах инвестиции в энергетику альтернативную давно уже приносят ощутимый эффект. Например, Дания добилась того, что почти половина необходимой энергии извлекается из источников альтернативных. А статистика по Евросоюзу показывает, что десятая часть энергии вырабатывается именно нетрадиционными способами.
Наша страна тоже заинтересована в строительстве альтернативных электростанций. Основной упор делается на солнечные. Запланировано сооружение их в различных регионах страны - на Алтае, в Якутии, в Туве.
Но всё тормозится недостаточностью финансирования, ведь строительство подобных объектов весьма дорогостоящее. Все затраты придётся нести бюджету страны, потому что такие объекты предназначены для обеспечения жизнедеятельности населённых пунктов в малодоступных районах страны. Частных инвесторов для таких целей найти сложно.
Российские инвестиции
По прогнозам международного энергетического агентства (МЭА) для России потребуется инвестирование в размере $2,7 трлн на период с 2014 по 2035 год. Распределение средств произойдёт в определённой пропорции:
В прошлом году объём инвестиций в энергетику России был запланирован на уровне $150 млрд. Средства должны были пойти на разработку месторождений в районах Дальнего Востока и Восточной Сибири. Ещё были запланированы начальные работы на шельфе и меры по повышению нефтеотдачи пласта.
Но фактически в 2014 году произошло сокращение инвестиций. На это повлияли и международные санкции, и рублёвые колебания. Возросла стоимость кредитов, а оборудование, приобретаемое за рубежом, сильно подорожало.
Но всё-таки разум начинает преобладать над политическими вариациями, и инвестиции в российскую энергетику неспешно, но неуклонно увеличиваются.
Мировые инвестиции
МЭА рассчитало, что к 2035 году потребуется затратить на поставки энергоносителей не меньше $40 трлн. А чтобы повысить энергоэффективность, необходимо ещё $8 трлн.
Больше половины всех инвестиций уйдёт на то, чтобы поддерживать производство на существующем уровне. Почти две трети от всего объёма составят инвестиции стран, у которых рыночная экономика только формируется.
На обеспечение потребителей энергией во всём мире в период с 2011 до 2013 годов инвестировалось ежегодно больше $1,6 трлн. Но к 2030 году ежегодные инвестиции уже вырастут до $2 трлн.
Основная часть капиталовложений приходится на извлечение и транспортировку ископаемых видов топлива, а также на нефтепереработку и строительство электростанций.
Инвестиции в энергетику всё больше определяются не рыночной конъюнктурой, а политикой государств. Правительства некоторых стран непосредственно влияют на инвестирование в энергетический сектор.
Если государство хочет быть сильным и независимым, оно должно и само вкладывать средства в энергетику, и привлекать сторонних инвесторов.
"Экономический анализ: теория и практика", 2009, N 25
В статье автор рассматривает предпосылки и предварительные результаты реформирования электроэнергетики в России, дает им оценку, описывает существующий механизм разработки и согласования инвестиционных программ в электроэнергетике с точки зрения инвестиционной привлекательности отрасли.
Основным механизмом реформирования электроэнергетики РФ, нуждающейся в привлечении значительных инвестиций, стало создание новой модели взаимоотношений между субъектами отрасли, основывающейся на мировом опыте функционирования конкурентных рынков электроэнергии и учитывающей специфику российской электроэнергетики.
В ходе реформы РАО "ЕЭС России" было разделено на конкурентные и монопольные сектора. При этом были созданы шесть оптовых генерирующих компаний (ОГК) и единая Федеральная гидрогенерирующая компания, а также 14 территориальных генерирующих компаний (ТГК), крупнейшая из которых - ТГК-3 ("Мосэнерго") - фактически контролируется "Газпромом". План реструктуризации РАО был задуман еще в 1998 г., а формально реформа началась в 2003 г. в связи с принятием Федерального закона "Об электроэнергетике".
В результате реформирования конкурентный сектор (производство и сбыт) российской электроэнергетики с 2003 г. начал переход к рынку.
В соответствии с проведенной реформой все юридические лица должны оплачивать часть электрической энергии по свободным рыночным ценам. Население и приравненные к нему категории потребителей (например, ТСЖ) будут получать электроэнергию до 2011 г. и в течение еще какого-то времени после этого полностью по тем тарифам, которые для них установило государство, а именно региональная служба по тарифам. К 2011 г. планируется создать полностью свободный рынок электроэнергии.
Регулируемыми остаются только сетевые услуги, сбытовая надбавка гарантирующего поставщика, услуги инфраструктуры рынка (системного оператора и администратора торговой системы). Сетевой тариф для каждого потребителя есть и будет регулируемым. Федеральный (либо региональный - для региональных компаний) регулятор будет назначать тариф, и каждый потребитель должен будет оплачивать стоимость электрической энергии, которая равна цене оптового рынка, т.е. цене производителей плюс сетевой тариф и услуги инфраструктуры рынка. Еще плюс розничная надбавка гарантирующего поставщика или другой сбытовой компании. Но уже сейчас потребители имеют право выбирать сбытовую компанию, если их несколько в регионе. А если будет конкуренция, то сбытовая надбавка (она и сейчас незначительна) не должна увеличиваться.
По мнению многих экспертов, экономически более эффективно производить электроэнергию в рамках одной большой компании, а по технологическим причинам - невозможно создать конкуренцию на рынке электроэнергии, так как производство и потребление электроэнергии совмещены во времени, а загрузку генераторов определяет системный оператор <1>.
<1> Куликов С., Сергеев М. Энергетическая недостаточность. // Российская газета, N 112(4352) от 04.06.2008.
По мнению А. Нечаева, министра экономики России в 1992 - 1993 гг., "либерализация рынка электроэнергии была важным элементом реформы отрасли и главным мотивом прихода в нее частных инвестиций". Без либерализации, считает ученый, невозможно было бы начать реализацию многих инвестиционных программ в электроэнергетике <2>.
<2>
Со стороны государства выполнением задачи управления реформой электроэнергетики в России занималось Правительство РФ. Ключевые вопросы реформирования отрасли - проекты нормативных актов в области электроэнергетики, проекты реформирования АО-энерго, все спорные вопросы, касающиеся реформирования - в обязательном порядке рассматривались на заседаниях комиссии по реформированию электроэнергетики при Правительстве РФ, решения которой составили основу нормативных документов и директив.
Через представителей государства в РАО "ЕЭС России" и инфраструктурных организациях осуществлялся также контроль за исполнением решений Правительства в области реформирования электроэнергетики. В совете директоров РАО "ЕЭС России" число представителей государства составляло две трети от общего количества его членов. Председателями советов директоров РАО "ЕЭС России", ОАО "ФСК ЕЭС" и ОАО "СО-ЦДУ ЕЭС" также являлись представители государства. В наблюдательном совете НП "АТС", наряду с 4 представителями поставщиков и 4 представителями покупателей, участвовали также 4 представителя Правительства РФ и по 2 представителя Государственной Думы и Совета Федерации РФ.
Подводя итоги сделанного в декабре 2008 г., Я. Уринсон как один из реформаторов отрасли дал следующую оценку: суть реформы российской электроэнергетики, по его мнению, "в том, что мы демонополизировали производство и сбыт электроэнергии. И сохранили монополию там, где она необходима - в национальных и распределительных сетях. Далее: на 100% государственным остается диспетчерское управление. Сейчас создана компания, которая называется "Системный оператор", и ее руководителю подчиняется все: центральное диспетчерское управление в Москве, региональные диспетчерские управления и даже местные управления ("щиты", как их называют энергетики). Так что вертикаль, которая здесь, в отличие от политики, необходима, не только сохранена, но и упрочена. Что касается аварий, то надо понимать, что в электроэнергетике надежность - особая категория. А она впрямую зависит от инвестиций. Теперь цифры: благодаря реформе отрасли в нее удалось привлечь 21,6 млрд евро. По нашим оценкам, до 2012 г. в отрасль придет 119 млрд евро, из них доля государственных инвестиций - всего лишь 5,2 млрд евро" <3>.
<3>
Имеются и другие оценки результатов реформирования электроэнергетики - тех, кто не был связан с этим процессом и имеет тоже субъективную, но более независимую оценку. По мнению специалистов журнала "Большой бизнес", реформа не сделала более привлекательной электроэнергетику. По их мнению, "только что обретенная собственность в электроэнергетике все больше тяготит инвесторов. Конечно, с поправкой на прелести финансового кризиса. Безусловно, со скидками на не сформированные еще механизмы рынка, такие как рынок мощности. Но все же в разгар распродаж генерирующих активов (и ажиотажного спроса на них, порой не смущавшегося даже сумм, которые в несколько раз превышали рыночные) такие "шероховатости" инвесторов не беспокоили. Сейчас же беспокойство перерастает в панику. Эксперты уверены, что это нельзя считать лишь следствием мирового форс-мажора: корень проблем - в недостатках самой схемы реформирования электроэнергетики" <4>.
Еще более критически оценивает результаты реформирования электроэнергетики за 5 лет генеральный директор Института проблем естественных монополий Ю. Саакян, который напоминает, что главный замысел реформы электроэнергетики - проведение реновации мощностей - но не за счет тарифа, а за счет частных инвесторов. И на протяжении длительного периода в СМИ постоянно звучала информация об успехах продажи госпакетов и дополнительных эмиссий акций. "Но если это так, - удивляется ученый, - то почему со следующего года, т.е. сразу же после завершения реформы, принято решение о резком пересмотре тарифной политики и росте тарифов на 23 - 25% в год?" По его мнению, в целом реформу российской электроэнергетики следует считать неудачной по следующим причинам. Во-первых, экономическая ситуация в России к началу реструктуризации сильно изменилась, и целесообразности разделения РАО на множество компаний уже не существовало. Во-вторых, не был тщательно проанализирован отрицательный опыт реформ энергетики в других странах, который свидетельствует о существовании высоких рисков выбранного сценария реформы. По словам Саакяна, "в ходе реформы произошло фактическое изменение целей при сохранении ранее выбранных механизмов реализации. На сегодня основной целью реформы объявлена ликвидация системных ограничений: дефицита мощности и пропускной способности магистральных линий электропередачи. При этом подразумевается привлечение сторонних инвестиций в капитальное строительство. Однако ни одна страна в мире не проводила реформирование электроэнергетики при дефиците мощности. Наоборот, большинство стран начинали реформировать электроэнергетику в условиях излишних резервов мощности. Причем опыт зарубежных стран показал, что как раз нехватка инвестиций является самым серьезным риском либерализации энергетической отрасли", - предупреждает глава ИПЕМа. По его словам, изучение мирового опыта не дает основания полагать, что реформа ведет к повышению эффективности работы отрасли. Например , в Испании именно либерализация стала причиной дефицита мощности и веерных отключений.
В большинстве стран не стали доводить реформу отрасли до полной либерализации, остановившись на развитии сектора независимой генерации. "А в России уже сегодня можно утверждать, что реформа стала причиной негативных тенденций в отрасли не только косвенно, но и напрямую. Так, по оценкам тарифного регулятора, только в результате дробления РАО на отдельные компании тариф на электроэнергию с начала реформы вырос на 50%, так как произошел резкий рост административно-управленческого аппарата, по имеющимся оценкам, до 10 раз, и, как следствие, значительный рост организационных издержек", - отмечает Саакян <5>.
<5>
Проведенный анализ показывает, что в российской экономической науке пока не сложилась однозначная оценка результатов реформирования электроэнергетики. Однако с точки зрения теории еще на этапе постановки ее целей должны были бы быть обозначены четкие количественные критерии эффективности ее проведения, на основе мониторинга и анализа которых можно было бы в случае необходимости осуществлять корректировку поставленных целей. И очевидно в 2008 г., накопив существенный опыт проведения экономических реформ в России, крайне недостаточно проводить оценку системных изменений экономических отношений только по двум параметрам - привлечению частных инвесторов и развитию конкуренции. Конечными целями реформирования любой отрасли экономики должны выступать показатели прироста объемов выпускаемой продукции, степени насыщения рынка, а в конечном счете - повышения жизненного уровня населения и достижения экономической безопасности страны.
Задачи развития электроэнергетики являются основополагающими для жизнеобеспечения и функционирования экономики практически всех стран мира, независимо от степени развития их рынков. В большинстве европейских стран (Франция, Германия и др.) действуют государственные программы развития электроэнергетики. В развивающихся странах (Китай, Индия и др.) приняты и успешно реализуются под контролем государства долгосрочные программы развития энергетической отрасли. В США развитие электроэнергетики определяет президент страны.
В России государственное влияние на работу электроэнергетики было особенно интенсивным в период приватизации и последующего реформирования отрасли. С 1992 по 2001 г. было принято 127 государственных актов, касающихся организации работы электроэнергетики. Среди них 16 указов Президента РФ, одно решение Государственного совета РФ, по 8 федеральных законов и по 9 постановлений Государственной Думы и Совета Федерации РФ, а также 76 постановлений Правительства РФ.
Пятнадцатилетний опыт рыночных преобразований в электроэнергетике России (1992 - 2007 гг.) по степени влияния государства на развитие отрасли разделяется экспертами на три основных периода:
- 1992 - 1998 гг. - период повышенного внимания госструктур к работе отрасли.
- 1999 - 2004 гг. - период передачи государством управления отраслью менеджерам общего профиля.
- 2005 - 2007 гг. - период вовлечения специалистов проектных и научно-исследовательских институтов в разработку задач развития отрасли.
На основе проведенного анализа они делают вывод о недостаточной роли государственных структур России в обеспечении задач развития такой базовой отрасли экономики, как электроэнергетика <6>.
<6> Задачи развития электроэнергетики до 2010 г. и возможности их реализации // Энергия - экономика, техника, экология, N 4, 2008. Электронный ресурс: http://aafhet.integrum.ru/artefact3/ia/ ia5.aspx?lv=6&si=ktCKlU2R&qu=231&st=0&bi=5645&xi=&nd=l&tnd=0&srt=0&f=0.
Инвестиционная деятельность в электроэнергетике регулируется Федеральными законами "Об электроэнергетике", "О естественных монополиях", "Об инвестиционной деятельности в Российской Федерации, осуществляемой в форме капитальных вложений" и "О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации".
Роль государства в привлечении инвестиций в электроэнергетику также имеет большое значение, поскольку, например, одним из главных препятствий на пути привлечения внешних инвестиций в условиях регулирования тарифов на электроэнергию, уровень которых на сегодняшний день не позволяет обеспечить необходимую норму доходности на вложенные средства, является отсутствие механизмов государственного или отраслевого гарантирования возврата средств инвесторов.
Понятие инвестиционной программы и требования к ее разработке изложены в Правилах согласования инвестиционных программ субъектов естественных монополий в электроэнергетике. Согласно данному документу под инвестиционной программой понимается совокупность всех намечаемых к реализации или реализуемых инвестиционных проектов. При этом инвестиционные проекты, входящие в состав инвестиционных программ, составляются на срок реализации проектов до ввода объекта в эксплуатацию.
В соответствии с Правилами согласования инвестиционных программ субъектов естественных монополий в электроэнергетике представляемая на согласование инвестиционная программа и обосновывающие ее материалы должны включать:
- список инвестиционных проектов, входящих в состав инвестиционной программы;
- информацию об источниках финансирования;
- обоснование необходимости реализации указанных инвестиционных проектов, сроки их реализации и объемы необходимых финансовых ресурсов;
- прогноз вывода из эксплуатации производственных мощностей на 3-летний период, составленный в соответствии с прогнозом спроса на продукцию (услуги) субъектов естественных монополий, с разбивкой по годам и распределением по регионам;
- финансовый план субъекта естественной монополии, составленный на 3-летний период с разделением по видам деятельности, а также в соответствии с программой реформирования субъекта естественной монополии (в случае его реформирования);
- пояснительную записку с аналитической информацией, содержащей запланированные и фактические показатели реализации инвестиционной программы за предыдущий и текущий годы;
- бухгалтерскую отчетность субъекта естественной монополии на последнюю отчетную дату.
Субъекты естественных монополий представляют свои инвестиционные программы и обосновывающие материалы в Министерство энергетики Российской Федерации до 15 мая года, предшествующего планируемому периоду. Министерство энергетики Российской Федерации направляет в течение 5 рабочих дней представленные инвестиционные программы субъектов естественных монополий в Министерство экономического развития Российской Федерации и Федеральную энергетическую комиссию Российской Федерации, а инвестиционную программу организации по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью - также в Министерство Российской Федерации по атомной энергии.
Министерство энергетики Российской Федерации, Министерство экономического развития Российской Федерации и Федеральная энергетическая комиссия Российской Федерации рассматривают в срок не более 30 календарных дней и согласовывают инвестиционные программы субъектов естественных монополий.
Предложения Министерства Российской Федерации по атомной энергии по инвестиционной программе организации по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью учитываются в процессе рассмотрения и согласования этой инвестиционной программы в Министерстве энергетики Российской Федерации в части:
- сроков ввода в действие объектов (энергоблоков) атомных электростанций и готовности объектов, обеспечивающих передачу электрической энергии (мощности) по единой национальной (общероссийской) электрической сети;
- обеспечения устойчивости работы атомных электростанций совместно с единой национальной (общероссийской) электрической сетью.
Форма представляемых инвестиционных программ, а также формы документов, представляемых для согласования инвестиционных программ, устанавливаются Министерством энергетики Российской Федерации по согласованию с Министерством экономического развития Российской Федерации и Федеральной энергетической комиссией Российской Федерации.
Представленные в Министерство энергетики Российской Федерации, Министерство экономического развития Российской Федерации и Федеральную энергетическую комиссию Российской Федерации инвестиционные программы и приложенные к ним документы подлежат обязательной регистрации в установленном порядке в день их поступления с присвоением им регистрационного номера. При согласовании инвестиционных программ ссылка на регистрационный номер обязательна.
По результатам рассмотрения инвестиционной программы Министерство энергетики Российской Федерации, Министерство экономического развития Российской Федерации и Федеральная энергетическая комиссия Российской Федерации принимают решение о согласовании либо об отказе в согласовании инвестиционной программы, включая перечень важнейших объектов электроэнергетики, финансирование которых в очередном году предусматривается с использованием средств, учитываемых при формировании регулируемых государством тарифов. Принятое решение оформляется Министерством энергетики Российской Федерации протоколом.
Федеральная энергетическая комиссия Российской Федерации при формировании тарифов на электрическую энергию на очередной год, а также Министерство энергетики Российской Федерации и Министерство экономического развития Российской Федерации при формировании предложений для внесения в проект федеральной адресной инвестиционной программы, входящий в состав проекта федерального бюджета на очередной год, руководствуются согласованными инвестиционными программами.
Министерство энергетики Российской Федерации представляет до 15 августа года, предшествующего планируемому периоду, в Правительство Российской Федерации согласованные этим Министерством с Министерством экономического развития Российской Федерации и Федеральной энергетической комиссией Российской Федерации инвестиционные программы, включая перечни важнейших объектов электроэнергетики, указанных в п. 13 Правил согласования инвестиционных программ субъектов естественных монополий в электроэнергетике.
При реализации инвестиционных программ субъекты естественных монополий вправе вносить изменения в инвестиционные программы в рамках согласованных объемов и перечней объектов только после предварительного согласования с Министерством энергетики Российской Федерации, Министерством экономического развития Российской Федерации и Федеральной энергетической комиссией Российской Федерации.
Федеральная энергетическая комиссия Российской Федерации осуществляет контроль за целевым использованием инвестиционных ресурсов инвестиционных программ, учитываемых при формировании регулируемых государством тарифов.
Субъекты естественных монополий ежегодно, до 1 апреля, представляют в Федеральную энергетическую комиссию Российской Федерации, Министерство энергетики Российской Федерации и Министерство экономического развития Российской Федерации отчеты о выполнении инвестиционных программ за предыдущий год по форме, утверждаемой Федеральной энергетической комиссией Российской Федерации по согласованию с Министерством энергетики Российской Федерации и Министерством экономического развития Российской Федерации.
Список литературы
- Докучаев Д. С 1 июля один из крупнейших энергетических холдингов мира РАО "ЕЭС России" прекратил существование // The New Times (Новое Время), N 51-52 от 22.12.2008.
- Задачи развития электроэнергетики до 2010 г. и возможности их реализации // Энергия - экономика, техника, экология, 2008, N 4. URL: http://aafhet.integrum.ru/artefact3/ia/ia5.aspx?lv=6&si=ktCKlU2R&qu=231&st=0&bi=5645&xi=&nd=l&tnd=0&srt=0&f=0.
- Куликов С., Сергеев М. Энергетическая недостаточность // Российская газета, N 112(4352) от 04.06.2008.
- Нечаев А. Кризис перекинулся в реальный сектор экономики // The New Times (Новое Время), N 48 от 01.12.2008.
- Риски после финиша // Большой бизнес, N 12(57), декабрь.
П.В.Лобов
Руководитель отдела
Департамент управления собственностью
ОАО "Холдинг МРСК"
Реформирование российской электроэнергетики вызывает заметный интерес многочисленных представителей бизнеса, стремящихся принять участие в развитии этого крупного рынка. Представители высшего руководства РАО «ЕЭС России», высокопоставленные чиновники, топ-менеджеры ведущих компаний примут активное участие в работе конференции и смогут обсудить вопросы реформирования отрасли, рассмотрят как и на каких условиях возможно вхождение в капитал электроэнергетических компаний, какие выгоды и риски ожидают российских и иностранных инвесторов.
Докладчики:
Владимир Аветисян,
управляющий директор, РАО «ЕЭС России»Кирилл Андросов,
заместитель министра, Министерство экономического развития и торговли РФДенис Аскинадзе,
директор, Департамент государственного регулирования тарифов и инфраструктурных реформ, Министерство экономического развития и торговли РФ заместитель генерального директора, «ОГК-3»Анатолий Бушин,
генеральный директор, ОАО «ОГК-5»Евгений Гавриленков,
управляющий директор, Тройка ДиалогВиктор Гвоздев,
генеральный директор, «Южная генерирующая компания – ТГК-8»Жуау Гимерайч,
директор по бизнес-процессам EDP ПортугалияАндрей Дементьев
, заместитель министра,Министерство промышленности и энергетики Российской Федерации; член совета директоров, РАО «ЕЭС России»Сергей Жижома,
заместитель генерального директора по корпоративной политике, «Четвертая генерирующая компания оптового рынка электроэнергии» (ОГК-4)Кари Каутинен,
вице-президент, FortumГеоргий Кутовой
, профессор, действительный член РАЕН и РАПЭ, советник генерального директора по взаимодействию с естественными монополиями, «Мечел»Владимир Милов
, президент, фонд «Институт энергетической политики»Сергей Мироносецкий,
заместитель Генерального директора, директор по энергетике, слияниям и поглощениям, СУЭКЕлизавета Осетинская
, шеф-редактор, «Ведомости»Алексей Санников
, начальник управления регулирования и контроля за ценообразованием в электроэнергетической области, Федеральная служба по тарифамМихаил Слободин,
президент, КЭССергей Суверов,
вице-президент, Управление торговли корпоративными акциями, CitigroupАнна Трифонова,
вице-президент, Фондовая биржа «Российская Торговая Система»Юрий Удальцов,
руководитель Центра управления реформой, Член совета директоров, РАО «ЕЭС России»Александр Чмель,
партнер, PricewaterhouseCoopersОсновные вопросы конференции:
Реформа электроэнергетического рынка и привлечение частных инвестиций в ТГК и ОГК
- Государственная политика в области реформирования электроэнергетики
- Реформа электроэнергетики: новый этап развития отрасли
- Текущее состояние реформы РАО «ЕЭС России»
Новая модель оптового и розничного рынков электроэнергии
- Новая модель российского рынка электроэнергии
- Особенности торговли электроэнергией в рамках новой модели электроэнергетического рынка
Перспективы участия стратегических инвесторов в размещении акций ОГК и ТГК
- Привлечение частных инвестиций в генерирующие компании: перспективы для инвесторов
- Интересы международных стратегических инвесторов в российской электроэнергетике
Регулирование и перспективы либерализации электроэнергетического рынка
- Вызовы регуляторной системе в условиях либерализации рынка электроэнергии
- Участники электроэнергетического рынка о существующей системе регулирования
- Регуляторная система рынка электроэнергии. Мировая практика
- Рекомендации для построения эффективной регуляторной системы в российской электроэнергетике
