Инвестиции в энергетику — способ развития экономики и увеличения личного капитала. Деньги на электричестве

"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:

1. 1992 - 1998 гг. - период повышенного внимания госструктур к работе отрасли.
2. 1999 - 2004 гг. - период передачи государством управления отраслью менеджерам общего профиля.
3. 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

1. 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.
2. 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.
3. Куликов С., Сергеев М. Энергетическая недостаточность // Российская газета, N 112(4352) от 04.06.2008.
4. Нечаев А. Кризис перекинулся в реальный сектор экономики // The New Times (Новое Время), N 48 от 01.12.2008.
5. Риски после финиша // Большой бизнес, N 12(57), декабрь.

П.В.Лобов

Руководитель отдела

Департамент управления собственностью

ОАО "Холдинг МРСК"

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.

Для устойчивого экономического развития любой страны, и Россия не исключение, необходимо опережающее развитие электроэнергетики. Поставленная Президентом России задача удвоения ВВП требует увеличения производства электроэнергии с 890 млрд. кВт.ч (уровень 2003 г.) до 1200 млрд. в 2015 году. Попытаемся исходя из сегодняшнего состояния электроэнергетики России оценить усилия, необходимые для вывода ее на заданный уровень производства.

Установленная мощность электростанций в стране составляет около 214 млн. кВт, из которых порядка 170 млн. кВт находится в РАО «ЕЭС России». Износ активной части фондов в электроэнергетике достиг 60-65%, в том числе в сельских распределительных сетях - свыше 75%, а 15% мощностей полностью выработали свой ресурс и не подлежат восстановлению. По оценке РАО «ЕЭС», дефицит электрической мощности в 2008 году в основном в европейской части cтраны составит около 4 млн. кВт.
В 1970 - 80-х годах в России ежегодно вводилось по 7-10 млн. кВт новых энергетических мощностей. Естественно, что по истечении 30-40-летнего срока службы столько же должно выводиться из эксплуатации. В связи с тем, что в 1990-х годах в среднем вводилось не более 1 млн. кВт в год, накопился громадный долг по обновлению энергетических мощностей, устаревших как физически, так и морально.

В соответствии с Энергетической стратегией страны требуется ввести около 30 млн. кВт до 2010 года, порядка 75 млн. кВт - в период с 2010-го до 2015 года и 87
млн. кВт - с 2015-го по 2020 год. Иными словами, начиная с 2007 года необходимо ежегодно вводить от 10 до 17 млн. кВт новых энергетических мощностей.
Оценивая стоимость установленного киловатта в среднем по 600 долларов, получаем необходимый общий объем инвестиций в электроэнергетику за 15 лет в размере 120 млрд. долларов - по 6 млрд. в год в первый период и до 10 млрд. долларов после 2010 года, или в среднем ежегодно по 8 млрд. долларов.

Последние 10 лет проблема инвестиций в энергетику обсуждается достаточно широко, однако практических результатов нет. Более того, с каждым годом ситуация ухудшается. Учитывая, что аналогичное положение существует и в других отраслях топливно-энергетического комплекса, то для прогноза экономической катастрофы в России не требуется гений Нострадамуса. Мы неудержимо катимся к пропасти, при этом беспечно растрачивая громадные средства, вывозя за границу до 20 млрд. долларов
в год.
Наши оценки и оценки РАО «ЕЭС» о необходимых инвестициях в электроэнергетику страны, как и рекомендации по выходу из создавшейся ситуации, существенно различаются.

Как известно, учитывая нарастающее старение энергетического оборудования, руководство РАО «ЕЭС России» разработало программу реструктуризации своей компании с выделением из нее энергогенерирующих предприятий, требующих основных инвестиций, и выводом их на свободные рыночные отношения. По замыслам авторов программы после приватизации основной части энергогенерирующих мощностей и перевода их на либеральный рынок появится частный инвестор, причем в результате конкуренции цены на электроэнергию будут снижаться
и развитие энергетики России без особых забот государства само по себе войдет в нормальное русло.

Утверждаем, что эффект от реализации такой политики будет прямо противоположным: инвестиции не появятся, производство электроэнергии и надежность энергообеспечения будут снижаться, прибыли энергопроизводителей и цены на электроэнергию будут расти, а экономика России будет деградировать.
Попытаемся это доказать, руководствуясь здравой логикой и расчетами.
Стоимость производства электроэнергии на действующих электростанциях сегодня составляет 1-1,5 цента за 1 кВт.ч при тарифах в два раза больших. По отчету РАО «ЕЭС» за 2000 год структура тарифа была следующей:

топливо - 25,1%
оплата труда - 8,2%
амортизация - 5,8%
прибыль - 11,8%
прочие затраты - 49,1%.

Заметим, вряд ли бы Федеральная комиссия США по регулированию цен на электроэнергию приняла без полной расшифровки «прочие затраты» в размере почти 50%. При таких «прочих затратах» трудно объяснить, почему нет достаточных средств на инвестиции.
Частный инвестор в условиях российского рынка требует за кредит как минимум 12% годовых и возврата начального капитала не позднее чем через 10 лет. Таким образом, для покрытия инвестиций (возврата кредита) с учетом сроков строительства ежегодная дополнительная компонента в стоимости электроэнергии должна состав-лять около 25% от вложенного капитала, не считая эксплуатационных затрат в размере 1-1,5 цента за кВт.ч. При средних удельных ка-питальных затратах в 600 долларов на киловатт и среднегодовой загрузке электростанций в 5000 часов (в настоящее время они работают в среднем 4500 часов) дополнительная инвестиционная составляющая в стоимости электроэнергии на вновь сооружаемых электростанциях составит около трех центов за 1 кВт. ч. Отсюда следует неутешительный вывод: до тех пор пока стоимость электроэнергии на либеральном рынке не повысится до 4-4,5 цента за 1 кВт. ч (без затрат на транспорт и распределение энергии), инвестор не появится. ч (без затрат на транспорт и распределение энергии), инвестор не появится.
Согласно Энергетической стратегии России, даже для низких темпов развития ее экономики потребуется произвести в 2005 году 945 млрд., а в 2020 - 1200 млрд. кВт. ч электроэнергии, т. е. в среднем за 15 лет получается по 1070 млрд. кВт. ч ежегодно. Если за 1 кВт. ч потребители станут доплачивать по 3 цента на инвестиции, то суммарно за 15 лет они выплатят около 481 млрд. дол.
При низких для инвестора ценах на электроэнергию новые энергетические мощности вводиться не будут, а отработавшие ресурс выведут из эксплуатации, вследствие чего надежность энергообеспечения потребителей будет снижаться, а дефицит производства электроэнергии расти. Производитель энергии в условиях дефицита становится монополистом и стремится получить более высокую прибыль, увеличивая цену на электроэнергию. При этом государство, стремящееся защитить экономику от произвола энергопроизводителя, ограничивает рост цен установлением соответствующих тарифов. В результате энергетика деградирует.
Допустим, что государство для привлечения инвесторов согласится покупать у них электроэнергию по приемлемой для них цене 4-5 центов за 1 кВт.ч, а затем перепродавать ее отдельным потребителям по более низким ценам. Тогда на «либеральном рынке» появятся два вида продавцов - одни продают электроэнергию по 1-1,5 цента за кВт.ч, другие - по 4-5 центов. Но дешевой электроэнергии всем не хватит, и остальные будут покупать более дорогую. В конце концов на старых электростанциях стоимость электроэнергии постепенно возрастет до 4-5 центов, в результате чего с потребителя можно будет «выкачивать» дополнительно около 27 млрд. долларов в год.

Поскольку эта ситуация неоднократно обсуждалась на многих компетентных форумах и в публикациях, включая НТС РАО «ЕЭС», при рассмотрении реструктуризации общества, понимая слабость своих позиций в решении этой проблемы, менеджмент РАО «ЕЭС» предлагает создать Фонд гарантирования инвестиций, принимающий на себя обязанность возмещения упомянутой разницы. Бессмысленность такого решения очевидна. Ведь фонд может быть создан только за счет кредита потребителей - инвестиционной составляющей в тарифе. Спрашивается, если такой фонд создан, то почему нельзя напрямую из него производить инвестиции? При этом за счет ввода новых электростанций увеличивается доля государства в акционерном капитале и не требуется возврат начального капитала. Но если из этого фонда будет выплачиваться вышеупомянутая разница, то за шесть лет инвесторам возвратят удвоенную сумму от их начального капитала, и они станут собственниками новых построенных электростанций, лишив государство нынешнего контрольного пакета акций.

Действительно, как показано выше, на капвложения в среднем ежегодно потребуется до 8 млрд. долларов. Чтобы их собрать с потребителей при среднегодовом объеме производства электроэнергии в 1070 млрд. кВт.ч, потребуется инвестиционная компонента в тарифе в размере в среднем не 3 цента, как следует из данных РАО “ЕЭС”, а лишь около 0,8 цента за киловатт-час. При этом стоимость самих основных фондов, которых потребуется ввести около 190 млн. кВт по цене 600 долл. за киловатт установленной мощности, составит лишь 114 млрд. долл., а остальная часть собранных по версии РАО «ЕЭС» денег - свыше 360 млрд. долл. - будет подарена инвесторам в оплату за первоначальные вложения. Почему бы в таком случае капитальное строительство не финансировать непосредственно за счет инвестиционной компоненты, причем в существенно меньшем размере, накапливая ее в упомянутом фонде?
Фонд должен быть государственным при его полной прозрачности и жестком контроле расходов - только на инвестиции при создании новых энергетических объектов и разработку перспективных технологий на конкурентной основе. Ни в коем случае этот фонд не должен находится в ведении РАО «ЕЭС России», так как инвестиции из него будут осуществляться по остаточному принципу.

Инвестиционная составляющая должна изыматься из тарифа аналогично налогу и направляться на счет фонда. При этом необходимо объяснить потребителям, что если не ввести эту составляющую, то через несколько лет они будет платить во много раз больше или останутся без электроэнергии. А такое финансирование позволит вводить необходимые мощности при более благоприятных для них условиях, так как в стоимость производства электроэнергии не войдут ни процент за кредит, ни возврат капитала. Кроме того, так как основная доля инвестиций будет осуществляться из средств фонда, то из тарифа может быть изъята значительная часть амортизационных отчислений, что существенно скомпенсирует убытки потребителей от введения инвестиционной составляющей. Представителем потребителя будет государство, поэтому ввод новых мощностей увеличит его долю акций в РАО «ЕЭС».
Какие же доводы нужны еще, чтобы доказать, что политика менеджмента РАО «ЕЭС» ведет Россию к катастрофе?

Вячеслав БАТЕНИН,
чл.-корр. РАН, директор;
Виктор МАСЛЕННИКОВ,
д. т. н., проф., зав. отделом
Института высоких температур РАН

МОСКВА (Рейтер) - Российские энергокомпании могут начать активно выходить на долговой рынок после запуска программы модернизации тепловых электростанций, потребующей новых инвестиций.

Российские власти более года обсуждают новый механизм инвестиций в электроэнергетике - программу модернизации электростанций. Он может заработать к концу текущего года и придет на смену текущему договору поставки мощности (ДПМ), гарантирующему повышенную оплату рынком вложений в строительство в течение 10 лет.

Заместитель генерального директора энергохолдинга Т Плюс Кирилл Лыков ждет массовых размещений со стороны энергетиков после утверждения правительством программы модернизации (ДПМ-2).

"Что касается энергетики, спрос на деньги будет зависеть от утверждения правительством программы ДПМ-2... Энергетикам еще повезло - все инвестиционные фазы успели закончиться до известных событий этого года (санкций США), по всем генераторам и объектам рынка все успели все построить, достаточно дешево кредитоваться, привлечь, выпустить бонды", - сказал Лыков на финансовом форуме "Ведомостей".

"Сейчас инвестиции растут только в... возобновляемые источники энергии... Если будет принята программа ДПМ-2 - это огромный объем капвложений по всем генераторам, это создаст очень мощный спрос на ресурсы, и мы увидим и размещения, и привлечения среди энергетиков, не только на рефинансирование", - сказал он.

Власти уже решили провести первые конкурсы на модернизацию на три года вперед с поставкой в 2022-2024 годах, в эти сроки планируется обновить 11 гигаватт мощности.

Всего предлагается через конкурсы до 2035 года распределить до 1,5 триллиона рублей, освобождающихся с окончанием первых ДПМ, и на них модернизировать около 41 гигаватта, включая Дальний Восток. После дискуссий власти согласились определить доходность вложений в 14 процентов на первые проекты.

Энергетики могут вернуться на рынок заимствований к 2020 году, когда активизируются инвестиции и снизятся платежи по старым договорам поставки мощности, считает аналитик АКРА Наталья Порохова.

"Сейчас - на фоне завершения инвестиций ДПМ и пика выплат по ним - у энергетиков улучшились финансовые показатели, и сектор в целом перешел к генерации положительного денежного потока. Я ожидаю, что к 2020 году компании вернутся на долговой рынок. Объем заимствований может быть до 100 миллиардов рублей в год", - сказала она.

По словам Пороховой, энергетики - традиционно рублевые заемщики.

Она добавила, что Русгидро (MCX:HYDR ) на прошлой неделе провела "интересный опыт", когда разместила евробонды в юанях среди азиатских инвесторов. Но размещение предполагает своп, чтобы для Русгидро это был рублевый долг, добавила она.

По оценке АКРА, с 2018 по 2020 годы свободный денежный поток компаний сектора тепловой генерации достигнет уровня 150 миллиардов рублей, что, вероятно, станет самым высоким в отрасли показателем на фоне завершения инвестиционных программ и прохождения пика платежей по ДПМ.

АКРА ожидает, что тепловая генерация нарастит инвестиции в 2-2,5 раза в начале 2020-х годов, для чего сектору потребуется привлечение внешнего финансирования, а в 2024 году долговая нагрузка по отношению к операционному денежному потоку (CFO) может вернуться к уровню 2014–2015 годов - 3x по сравнению с 1х в 2017 году.

Наибольшая потребность в модернизации у энергохолдинга ИнтеРАО с инвестициями 264 миллиарда рублей в 2019-2026 годах, он же может стать основным бенефициаром программы, прогнозируют аналитики ВТБ (MCX:VTBR ) Капитала. Т Плюс может потребоваться около 195 миллиардов рублей инвестиций, вложения входящих в Газпром (MCX:GAZP ) Мосэнерго (MCX:MSNG ) и ОГК-2 (MCX:OGKB ) могут составить 196 миллиардов рублей и 141 миллиарда рублей соответственно, а подконтрольной итальянскому концерну Enel (MI:ENEI ) Russia - 112 миллиардов рублей.

По оценке ВТБ Капитала, на протяжении нового десятилетнего инвестиционного цикла практически все компании (из анализируемых инвестбанком) смогут профинансировать свои потребности за счет собственных средств и долга, за исключением Enel Russia, которой понадобится либо заявить меньше на модернизацию, либо привлекать акционерный капитал.

"Тем не менее мы ожидаем, что большинство ограничат свои дивидендные выплаты в ближайшие годы. Только ИнтерРАО (MCX:IRAO ) и Unipro способны поддерживать или даже наращивать дивиденды", - писали аналитики ВТБ Капитала в своем специальном обзоре по модернизации.

Из компаний, которые анализирует банк, наибольшая потребность в привлечении долга для модернизации будет у Мосэнерго, ТГК-1 (MCX:TGKA ) и Enel Russia, сказал аналитик ВТБ Капитала Владимир Скляр.

(Елена Фабричная, Анастасия Лырчикова. Редактор Антон Колодяжный)

Москва, 23.05.2011

– Здравствуйте, господа. Недавно некоторые наиболее внимательные комментаторы заговорили о том, что частный инвестор решил бежать из российской энергетики. О том, так ли это, а если так, то почему, и хорошо это или плохо, мы сегодня разговариваем со специалистом – с исполнительным вице-президентом по газу и энергоснабжению компании ТНК-BP Михаилом Слободиным. Здравствуйте, Михаил Юрьевич.

– Здравствуйте.

– Правда, бегут?

– На самом деле я бы не сказал, что прямо бегут, это традиционная журналистская метафора.

– Нет, я понимаю, что повального бегства не было.

– Нет, конечно.

– Народ стал разговаривать о том, не продать ли активы…

– Это очевидно. Во-первых, надо четко разделить – из чего бегут. Прежде всего, сегмент тепловой генерации, куда, в общем, и привлекали инвесторов, фактически сегодня тенденция, связанная с тем, что достаточно большое количество субъектов думает о том, как сократить позицию на российскую электроэнергетику.

– Вы, в сущности, сказали то же самое, только чуть более деликатно.

– Пока думают, но не бегут. Бегут – когда они уже это делают.

– Нет, для того чтобы они это делали, должен найтись кто-то, кто это купит.

– Это правда. А пока…

– Желающих нет.

– …адекватного покупателя, готового платить хотя бы те же деньги…

– А что, собственно, народ так запаниковал-то? Подумаешь, сказали, что будут ограничивать рост тарифов. Во-первых, только сказали – обещать не значит жениться. Во-вторых, а что ж такая несимметричность? Вот когда сами частные инвесторы решили не сильно выполнять свои обязательства по вводу мощностей в начале кризиса, им же простили. А теперь вот что-то не по ним, они заобижались. Разве не так?

– У вас очень много тезисов внутри одного вопроса. Значит, давайте просто, наверное, по частям.

– Давайте.

– Прежде всего, понятно, что коллеги сегодня не в панике. Скорее, на основании своего трехлетнего опыта, в какой-то степени на основании трех лет в принципе можно определить те тенденции и направления, куда движется ситуация, чтобы сделать осознанный вывод. Большая часть коллег, которые приходили в российскую электроэнергетику, рассматривали себя как долгосрочные инвесторы.

– Ну, и правильно.

– Там не было портфельных спекулянтов. Но в какой-то момент каждый из инвесторов, смотря ситуацию, куда она движется, для себя принимает решение. Лучше уже, наверное, ужасный конец, чем ужас без конца. Но это так, образно. На самом деле фактически, что заставляет людей все-таки об этом думать и в конечном итоге что неизбежно вываливается в то, что об этом говорят. То, что правил нет. То есть правил тех, которые обещали инвесторам, – связанных с тем, как они будут развиваться, как будет функционировать рынок и так далее, и так далее, их сегодня нет.

– Об этом я вас, собственно, спросил.

– Когда нет правил, какой смысл?

– Когда от договоренных вроде бы правил отступили в пользу инвесторов, все было хорошо?

– Никаких отступлений от правил в пользу инвесторов не было.

– А разве не многие из тех, кто приобретал пакеты в ходе реформ РАО ЕЭС, принимали на себя обязательства по инвестированию, по вводу мощностей?

– Никто с этих обязательств не сходит и не сходил, вопрос был в другом. Дело в том, что никогда не бывает односторонних обязательств…

– Да, конечно.

– …было обязательство по либерализации, формированию адекватных рынков: рынок на сутки вперед и рынок мощности, я прежде всего имею в виду генерацию. То, что у нас фактически на тот момент, как вы говорите, на начало кризиса, не было правил, которые обеспечивают долгосрочный возврат инвестиций, – это было абсолютно очевидно.

– А разве то, что было подписано в ходе реформы РАО ЕЭС, это не было долгосрочным правилом?

– Нет, конечно.

– А чего там не хватало?

– Эти правила заканчивали свою жизнь 1 января 2011 года. А возврат инвестиций в электроэнергетику осуществляется…

– Он подлиннее, конечно, да.

– 1 января 2011 года, инвестируешь четыре-пять лет, а потом еще 15-25 лет возвращаешь. И когда нет этих правил… так и возникла ситуация. Вторая тема, которая возникла, уж, извините, в конце 2008 года, а кому эти мощности нужны? В случае если потребление у нас упало чуть ли не на 8% или на 9%?

– Это правда, это правда.

– Третья ситуация: строить и грузить потребителя в условиях такой неопределенности – это все дополнительные деньги, несмотря ни на что. Это означает на него перекладывать слишком избыточную нагрузку. Потому что грубо, если сказать, что мы еще построим 25 гигаватт, например, мощностей, а потребление на этот объем не вырастет, это значит, что потребители должны будут оплачивать ни много ни мало на 25-30% больше, при том что они получают то же количество электроэнергии.

– Абсолютно логично. Спору никакого нет.

– Поэтому это не вопрос был…

– А я не предлагаю вернуться к 2008 году.

– Нет, в вашем тезисе – они там типа отказались, да, а их простили…

– Их простили. Их простили не без основания, я ж не говорю…

– Вы же бизнес-телевидение. Мы же с вами не в политику играем, а реальное дело обсуждаем.

– Политика в этом деле уже давно кончилась, хотя была, конечно. Вот, кстати, о политике. Заместитель главы Минэнерго господин Шишкин заявил, что в ряде случаев предоставляемые энергокомпаниями сведения о капитальных вложениях и операционных издержках являются завышенными. То есть, собственно, чиновник сказал, что взаимоотношения между регулирующими органами и компаниями не вполне прозрачны. Вы разделяете эту точку зрения?

– Мне сложно сказать, кого Андрей Николаевич имел в виду, потому что в его, так скажем, сфере деятельности находятся сетевые компании: атомщики, гидрики, в том числе тепловые. Поэтому мне сложно комментировать это заявление…

– А-а, без полной цитаты не получится.

– …поэтому кого конкретно он имеет в виду… Смотрите. Ситуация, что касается тепловой генерации. Нам нет никакого смысла какие-то предоставлять завышенные цифры. Все, что мы сэкономили в том или ином виде (что, слава Богу, еще не забирают), – это наше. Что касается, например, новых мощностей, там стоит нормативная стоимость строительства. Все, что я сэкономил от нормативной стоимости строительства, – это заработано. Поэтому нам завышать эти цифры смысла никакого нет.

– По вашему мнению, то, что сейчас известно об энергогенерации в России, – все это истинные цифры, они не искажены.

– Да нет, конечно. Но здесь надо разбирать, как говорится, case by case.

– Да, я понимаю, что в каких-то случаях может быть отдельная история.

– Поэтому нельзя делать общих оценок на основании частных случаев. А мы достаточно часто берем, выдергиваем какой-то факт, начинаем все…

– Вот, видите, может быть, господин замминистра показал, что такая тенденция есть.

– Да эта тенденция на самом деле… когда система регулирования была КОС плюс – затраты плюс, то есть сколько показал затрат, столько, грубо говоря, тебе дали, чуть добавили на расширенную жизнь. Что касается тепловой энергии, сейчас смысла в этом нет. В сетях сегодня, конечно, то же самое: чем больше показал, тем больше.

– А в этом смысле тогда вопрос тоже довольно естественный. То, что правительство решило ограничить рост энерготарифов, – это понять можно, а почему это оказалось бичом только для генерирующих компаний, – понять нельзя. А сетевых это никак не затрагивает? Сетевых, сбытовых?

– Ну, смотрите, на самом деле здесь в чем фундаментальный вопрос. Простое ограничение тарифов без изменения системы стимулов – куда двигать, что оптимизировать – загоняет проблему внутрь, но ее не решает; оно ее откладывает на какое-то время, но фундаментально вопросы эффективности из-под палки, к сожалению, не решаются.

– А как они решаются – уговорами? Именно из-под палки они и решаются!

– Ну, конечно, нет.

– Вас жизнь заставляет повышать эффективность, вы заставляете…

– Подождите, подождите… Самая правильная мотивация – экономическая, тебе должно быть выгодно повышать эффективность. Каждому из этих субъектов. Например, системный оператор, он говорит: чтобы у нас все было хорошо, мне нужна вся мощность, которая существует в стране генерирующая. Я не хочу, чтобы выводили мощность из эксплуатации. В результате что получается? Не происходит оптимизации, вывода из эксплуатации самых неэффективных мощностей, они все содержатся и оплачиваются потребителями. Вот, это я вам как пример говорю. Дальше, что у нас происходит с сетевыми организациями. Мы на самом деле продолжаем содержать оборудование, которое уже не нужно потребителю, мы строим новое оборудование, которое загружено меньше чем на 30%, потому что нет потребителей.

– Михаил Юрьевич, вот, когда вы сейчас говорите «мы», вы кого имеете в виду?

– Я так обобщенно…

– Ну, а все-таки, какой субъект принимает такие неразумные решения?

– А это целая совокупность…

– То есть никто?

– …в этом-то и проблема… Это Федеральная служба по тарифам, Министерство энергетики, Минэкономразвития, Федеральная антимонопольная служба, совет рынка, соответствующие субъекты и так далее, и так далее…

– Это ж как старинная история насчет костюма, который не сидит. К пуговицам претензии есть? К пуговицам нет.

– В этом проблема.

– Так, может быть, правы были критики реформы РАО ЕЭС, может быть, не надо было убирать единого субъекта, и хоть было бы понятно, с кого спросить?

– Не знаю.

– Ну, в общем, об этом действительно поздно говорить.

– Это такой философский вопрос…

– Об этом поздно разговаривать.

– …из разряда «что было бы, если бы».

– Каковы сейчас реальные показатели рентабельности в энергогенерации в России?

– Они разные.

– Ну, я понимаю, что буквально у каждого субъекта они отличаются.

– Очень дифференцированы. Ну, например, рентабельность генерации тепловой сегодня составляет диапазон от нуля, грубо говоря, до 15%. Есть отдельные случаи типа ОГК-4, где очень хорошие новые мощности в правильном месте – там, может быть, 20%. Есть гидро- и атомная индустрия, у которых рентабельность составляет 40-50%, то есть очень большая дифференциация.

– А скажите, пожалуйста, в какой степени это соответствует среднемировым показателям? Тепловая везде вот так?

– Рентабельность по EBITDA в Европе 35%.

– Существенно выше, чем здесь.

– Я просто поясню вам. Ситуация следующая. Электроэнергетика – самая капиталоемкая индустрия на единицу продаваемой продукции. Самая. Нет индустрии, которая более капиталоемка.

– Ну, каждый, кто хоть раз видел плотину, он собственно понимает…

– Дело даже не в плотине. Плотина, станция, и так далее, и так далее. Для нормального воспроизводства она должна генерировать достаточный поток, чтобы себя нормально воспроизводить и инвестировать в новое строительство.

– Абсолютно очевидно.

– Сегодняшний уровень рентабельности тепловых станций абсолютно очевидно говорит о следующем: нет возможности осуществлять нормальное воспроизводство, и это проблема, для индустрии это проблема. Это угроза для потребителей, в конечном итоге, это в целом угроза для надежности функционирования всей системы.

– Что вы видите в последних месяцах, последнем годе из правительственной политики, что показывает, что правительство эту проблему понимает?

– Ну, во-первых, сейчас эта тема обсуждается, например, в этой созданной премьером стратегии…

– 2020.

– …2020, да. Там, действительно, обсуждается это в очень таком прикладном режиме в целом. И готовится целый комплекс предложений по поводу того, что нужно сделать в короткую и длинную перспективу. Ну, в частности, во-вторых, потребители, в общем, продемонстрируют уже интересные действия по поводу того, что они начинают голосовать ногами, это тоже очень тревожный сигнал. И люди начинают это понимать, я имею в виду Минэнерго, Минэкономразвития…

– Строят собственные мощности и отключаются от системы.

– А скажите, пожалуйста, хорошо ли это с точки зрения хозяйства? Это существенно роняет устойчивость системы энергоснабжения России?

– Это не роняет устойчивость. Оно просто лишает потребителей определенных субъектов. Это действующие генерирующие компании, электрические сети и сбытовые компании.

– То есть в итоге получится, что они, хотя они объективно нужны, не имеют возможности поддерживать свой бизнес?

– Они в действующей модели будут не нужны, потому что у потребителя будет свое.

– Не у всех же. Не все могут себе позволить свои генерирующие мощности.

– Не у всех. Проблема в том, что на оставшихся потребителей постоянные расходы, которые остаются, будут валиться еще больше…

– А они, естественно, этого выдержать не могут. Михаил Юрьевич, а я вот читал такое соображение, что люди, инвестировавшие в электроэнергетику России, ожидали более скорой окупаемости своих инвестиций, чем принято в отрасли в других странах мира. Это так?

– Те, с кем я общаюсь, исходя из тех денег, которые люди платили, в общем, они не ожидали очень быстрого возврата инвестиций. Семь-восемь лет – это вполне адекватно…

– Это соответствует мировому опыту?

– Да. Что касается таких инвестиций в покупку акций – это еще более длительная перспектива, что касается строительства генерирующих мощностей, то те расчетные модели, которые были, они показывали нормальный 10-12-летний период окупаемости этих проектов.

– В условиях непрерывного роста тарифов?

– В условиях рыночного ценообразования. Вопрос непрерывного роста тарифов… там предполагалась следующая модель, что где-то до 2015 года они растут, конечно, не такими темпами, особенно для конечного потребителя. Никто не думал, что сетевые тарифы так сильно вырастут, в общем, тогда еще об этом не думали. А после 2015 года произойдет стабилизация и даже плавное снижение.

– Насчет плавного снижения, поскольку оно тем более планировалось Бог весть на когда, – это отдельный вопрос.

– Нет, я могу сказать, что в целом расчетные модели практически у всех показывают, что в тех условиях, которые предполагались, ввод новых мощностей (как раз к 2015 году все новые мощности должны были быть достроены) при тех темпах роста спроса – примерно 1-1,5% сейчас по факту есть (ну, я имею в виду, сейчас такая тенденция складывается), это будет реально падение цены, потому что рыночные механизмы будут давить вниз.

– Но ведь уже сейчас…

– Это я имею в виду оптовый рынок, не беря тему, какие будут сетевые тарифы и какая будет их динамика.

– Это гораздо более сложный вопрос, я понимаю.

– Для конечного потребителя две трети для малого и среднего потребителя две трети в цене – это не генерации, это сети.

– Вот, вы только что сказали, что рост по факту существенно обогнал ожидания. Не означает ли это, что сегодняшние…

– Рост по факту для конечного потребителя…

– А не для производителя.

– Что касается оптового рынка, цены реально отстали от тех прогнозов, которые были первоначально по оптовому рынку. А по рознице почему получилось опережение? Из-за недооценки сетевой составляющей в тарифе.

– Вы говорите, что сейчас вполне прикладным образом обсуждаются меры, которые необходимо принять в ближайшей перспективе и более дальней. Имеется в виду с учетом точки зрения всех сторон вопроса?

– Конечно.

– Что это за меры? Особенно если говорить о краткосрочной?

– Подождите. Первое. Не обсуждаются краткосрочные решения.

– Вы сказали. Я вас цитирую…

– Подождите…

– …что на Стратегии-2020 обсуждается как короткая перспектива, так и более дальняя.

– Короткая в этой перспективе это год-два, а не три-шесть месяцев.

– Три-шесть месяцев вообще до выборов никто ничего делать не будет, даже теоретически.

– По идее можно принять любые решения, судя по тому, как мы в первом квартале приняли соответствующие решения, все можно сделать даже и сейчас. Второй вопрос, насколько мы готовы рисковать и закручивать гайки, то есть здесь баланс политики, экономики…

– Хорошо, в пределах года-двух что нужно делать?

– Ну, совершенно очевидно, нужна полная реконфигурация системы регулирования с учетом предыдущего опыта. И по оптовому рынку, и по сетям, и по рознице. Это то, что нужно будет сделать, – доконфигурировать и сделать по сути новые правила. Не то чтобы ужесточить – ввести более справедливую ситуацию, например, в регулировании тарифов на сети, создать правильную систему на вывод мощностей, на оптимизацию, более серьезную оптимизацию операционных затрат, снижение возможности накачивать затратами котлован, то есть там очень много нюансов и деталей. В рознице посмотреть на ситуацию… опять же вернуться к истокам и стимулировать конкуренцию. На оптовом рынке фактически мы сейчас обсуждаем изменения модели и уход от двуставочной модели к одноставочной. Ну, я такими профессиональными терминами рассуждаю…

– Ну, видите, поскольку эти разговоры более или менее интенсивно ведутся уже довольно много лет, некоторые из них стали широко известны. В частности, разговоры о том, что все надо делать не так с сетями, буквально дословно шли точно такие же несколько лет назад.

– Ничего подобного. Я поскольку в индустрии достаточно давно, тема перехода использования действительно прогрессивного метода регулирования – возврат на вложенный капитал, – три года назад это решение было принято, но то, как мы его реализовали, какие мы создали механизмы стимулов для накачивания операционных инвестиционных затрат без каких-то ограничителей сверху, без системы мотивации на повышение эффективности… Ну что такое система мотивации? На 2% надо снижать каждый год операционные затраты. Притом что резерв там по отдельным компаниям составляет 50%.

– Это означает только одно, что у сетевых компаний были гораздо более мощные лоббисты, чем у других участников процесса.

– Да они просто государственные.

– Государственные есть компании с разных сторон прилавка. Есть генерирующие компании государственные…

– Смотрите, все государственные компании… там просто…

– Там сплошь государственные?

– Смотрите, атомщики и гидрика – это государственные.

– Вот.

– Даже у нас «Иркутскэнерго», она же частная компания, так вот она функционирует в совершенно других системах и правилах, потому что негосударственная. То есть сетевые организации большей частью государственные, в этом проблема. Здесь надо вводить единые правила, единые, достаточно жесткие и справедливые подходы для всех, независимо от формы собственности. Это важно. Это правильный сигнал для всех. И в этом смысле, наверное, неким ответом является тема приватизации – как некий противовес тому, что сейчас происходит.

– Видите ли, какое дело, вроде тема приватизации тоже в годы реформы ЕЭС была тщательно обсуждена. Тогда же почему-то (я уж сейчас не могу вспомнить почему, наверняка вы знаете) было решено, что какие-то центральные сетевые ресурсы остаются государству.

– С моей точки зрения, на тот момент а) не было инвесторов, которые бы туда вложились. Это очевидно. Во-вторых, нельзя…

– О каких деньгах тут идет речь, какого порядка?

– Десятки миллиардов долларов. На самом деле электроэнергетика, если говорить про тепловую генерацию, –была крупнейшей приватизационной сделкой вообще в истории России. То есть в целом было привлечено порядка, насколько я помню, чуть ли не 40 млрд долларов инвестиций. Это крупнейшая сделка под обещание либерализации, формирования правильной модели рынка. Были привлечены огромные деньги.

– И теперь нужна…

– И к этому надо было еще сетевой комплекс, по масштабам чуть поменьше…

– Примерно такая же сумма.

– …чуть поменьше, но примерно такая же сумма. Но просто не было таких денег.

– Насколько я понимаю, сейчас разговор о приватизации сетевого хозяйства не ведется?

– Сейчас начинается обсуждение этого вопроса, потому что на всю страну куча распределительных сетевых компаний, но никому не с чем сравнивать. Ведь сетевой бизнес на самом деле достаточно простой, линейный, хорошо структурированный. Его очень хорошо делать в режиме бенч-маркинга, сравнивать систему, как управляется здесь, там…

– Так это же очень простой управленческий ход, а почему это не делается?

– Вот удивительно. Мы тоже не понимаем.

– Но вы, которые как раз с той стороны прилавка, вы хотели бы именно этого?

– Очевидно, это надо двигать. Нужно вводить дифференцированный подход с точки зрения снижения затрат для сетевых компаний.

– Дифференцированный в каком отношении?

– По системе бенч-маркинга. Где-то снижать затраты вообще невозможно, там, скорее, может быть, даже повышать зависимость от того, в какой политической ситуации повышали ли там тариф, а кому-то надо делать не 2% в год, а 10%. И это будет еще мало.

– Как вы себе представляете, кто должен это делать?

– Регулирующий орган. Федеральная служба по тарифам и Региональная энергетическая комиссия.

– То есть вы хотите, чтобы в этом отношении система осталась прежней, просто они принимали бы…

– Она останется всегда такой. Это монопольный бизнес, который всегда должен оставаться в системе такого понятного регулирования. Но эта система должна быть справедливой и создавать правильную систему стимулов для них. Снижать издержки в нормальном режиме, потому что средняя температура по больнице… ну как бы у кого плохо, дальше некуда, а у кого очень хорошо, за 25 лет он достигнет предела повышения эффективности. Сетевые тарифы, например, в Европе за 10 лет, за два по сути тарифных периода, сократились на 45%.

– Вот за последние десять лет?

– За последние десять лет.

– Это неимоверно быстро. А что, собственно, произошло? Они перевооружились?

– Вы знаете, там организация процесса на самом деле, автоматизация, там масса возможностей для оптимизации – отказ от ненужного оборудования и так далее, и тому подобное. Это было, так сказать, спровоцировано гонкой за эффективностью. Фантастический результат.

– Но если известно, как это делается, как эту гонку спровоцировать, так почему ее не спровоцировать?

– Вот так вот.

– Значит, ваших совокупных лоббистских возможностей всех энергопроизводителей не хватает, чтобы это сдвинуть?

– Подождите минуточку. Понимаете, ситуация следующая. Нас вынуждает сегодня говорить об этом этот вопрос. Потому что де-факто чего залезать в чужой карман?

– Но, секундочку, получается же… я просто об этом в самом начале и говорил…

– Но то, что сейчас произошло…

– … попытка ограничить тарифы для конечного потребителя задевает вас и не задевает сетевиков. Ведь это неправильно?

– Она и их задевает, они тоже попали под этот, грубо говоря, каток…

– В эту ситуацию.

– В эту ситуацию, да. Но это же вопрос, на какой планке кто был до этого момента. Это тоже большой вопрос. С какой высоты падать.

– У них жировой запас больше.

– Ну, он опять же я бы сказал так…

– В среднем, в среднем.

– …сильно дифференцирован, да. И в среднем, наверное, по моим оценкам, больше. Сибирские, например, сетевые компании (я просто уж, так, в экспертном режиме), конечно, зажаты более сильно. У них всегда были более низкие тарифы, притом что на самом деле что Сибирь, что европейская часть, с точки зрения эксплуатации сетевого оборудования…

– Электроны бегают примерно одинаково.

– Да, абсолютно. Оборудование примерно то же самое. Там, может быть, даже более жесткие условия функционирования сети, но все примерно то же самое. А тарифы фундаментально разные.

– Михаил Юрьевич, в последние минуты нашего разговора прошу вас сделать прогноз – пойдет так, как вы говорите, или не пойдет.

– Я, в общем, еще пока не сказал, как пойдет.

– Как вы хотели бы, как вы последние две минуты рассказывали.

– Я бы так сформулировал – я очень на это надеюсь. Потому что без этого мы получим абсолютно неэффективно функционирующую энергетику, и потребители будут действовать адекватно. Слава Богу, что сейчас у них появилась альтернатива – реальная, экономически оправданная альтернатива, это будет пододвигать нашу единую энергетическую систему к оптимизации. Иначе она просто перестанет существовать.