Файл: Реформа электроэнергетики в России (Монополия рынка).pdf

– среднесрочный – до 2020 года. Министерство промышленности и энергетики и РАО «ЕЭС» совместно разработали «Генеральную схему размещения объектов электроэнергетики до 2020 года», которая была одобрена Распоряжением Правительства РФ от 22 февраля 2008 года № 215-р. Она содержит научно обоснованный перечень площадок для строительства энергообъектов и имеет исключительно важное значение для инвесторов.

– краткосрочный (на 5 лет). Основой пятилетнего планирования развития единой энергосистемы стала сначала Инвестиционная программа холдинга РАО «ЕЭС России», а затем (с 2008 года) инвестиционные программы компаний, образованных в результате его реформирования. Впервые она была разработана на 2006–2010 годы, далее на 2007–2011 годы и на 2008–2012 годы. Поскольку было известно, что с 1 июля 2008 года РАО «ЕЭС» прекратит свое существование, чтобы не исчезла сама схема планирования, пятилетний плановый цикл в генерирующих компаниях также сделан скользящим – с ежегодным смещением на один год.

Оценка спроса, являющаяся основа для формирования среднесрочного плана развития электроэнергетики. будет точной, если есть видение динамики развития экономики страны, регионов и городов, муниципальных образований. Для электроэнергетики наличие генеральных планов городов – условие эффективного развития распределительных сетей и генерации. Наличие пятилетней программы развития региона – условие адекватной оценки динамики спроса.

30 ноября 2006 года правительство утвердило базовый сценарий развития электроэнергетики, основываясь на прогнозируемом росте потребления электроэнергии с 984 млрд кВт∙ч в 2006 году до 1198 млрд в 2010 году. Среднегодовой темп роста электропотребления был определен в 5%. Казалось бы, ничего невероятного и катастрофического в этом не было – многие отрасли росли таким темпом.

Однако для электроэнергетики он был беспрецедентным, потому что, как уже говорилось, в предыдущие 5 лет отрасль наращивала выработку преимущественно на существовавших мощностях, за счет повышения коэффициента их использования. Но эта возможность была исчерпана, в силу технологических особенностей так расти энергетика больше не могла.

В Инвестиционной программе на 2006–2010 годы был заложен ввод мощностей на пять лет в объеме около 23 тыс. МВт. Отталкиваясь от утвержденного прогноза спроса, менеджмент РАО «ЕЭС» с 2007 года был вынужден увеличить его до 40,9 тыс. МВт. Справка, иллюстрирующая масштаб задачи: за предшествующие 15 лет в стране было введено около 23 тыс. МВт, исторический максимум советских вводов пришелся на 1985 год – 8,9 тыс. МВт. Чтобы справиться со столь грандиозной задачей, предстояло выйти на качественно новый уровень. Возник вопрос: возможно ли это?

В мае 2008 года была утверждена Инвестиционная программа на 2008–2012 годы[10]. Она задала параметры первого из двух этапов инвестиционного развития электроэнергетики.

Первый этап, 2008–2012 годы, – взрывообразный старт «с нуля». Инвестиционная программа предполагает строительство 98,8 тыс. км линий электропередачи, 156,9 тыс. МВт трансформаторной мощности и 43,9 тыс. МВт новой генерации. Это примерно 10-15-кратный рост в годовом исчислении по сравнению с предшествующим периодом. Объем ежегодных капиталовложений в отрасли с 2002 по 2009 год увеличивается в 17 раз, мощность ежегодно вводимых энергообъектов – в 20 раз (с 640 МВт до 12,9 тыс. МВт). Планируется, что к 2012 году каждое технологическое звено электроэнергетики получит свои источники и для текущего функционирования, и для инвестиционного развития. При объеме инвестиционной программы около 4,4 трлн рублей частные инвестиции составят почти 1 трлн рублей.

Второй этап, после 2012 года, – стационарный. Согласно базовому сценарию потребление электроэнергии до 2020 года будет расти в среднем на 4,1% в год (по максимальному сценарию – на 5,2%). В соответствии с «Генеральной схемой размещения объектов электроэнергетики до 2020 года» среднегодовой объем ввода энергообъектов с 2011 по 2020 год составит 8 ГВт при базовом сценарии и до 14 ГВт при максимальном. По оценкам авторов реформы, потребность российской энергетики в инвестициях до 2020 года составит 20 млрд долларов ежегодно. В «Генеральной схеме» для базового варианта потребность в установленной мощности электростанций (зона централизованного электроснабжения) определена в объеме 245,5 млн кВт в 2010 году, 297,5 млн – в 2015 году и 347,4 млн кВт – в 2020 году (табл. 2). При этом мощность действовавших в 2006 году электростанций сократится к 2020 году на 49,5 млн кВт (табл. 3).

Таблица 2. Потребность отрасли в новой мощности гидро-, атомных и конденсационных электростанций

(зона централизованного электроснабжения), млн кВт

Источник: «Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2020 года».

Таблица 3. Изменение мощности действующих электростанций

(зона централизованного электроснабжения), млн кВт

Источник: «Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2020 года».

Источники инвестиций

Разработанная менеджментом РАО «ЕЭС» концепция инвестиций базировалась на концепции реформирования. Аналогично были выделены монопольный (сети, диспетчеризация) и конкурентный (генерация, сбыт, сервисы) секторы Неспособность достичь запланированных целей реформы могут быть упомянуты среди негативных результатов. Несмотря на серьезные структурные преобразования, качественного перехода в новое состояние электроэнергетики России не состоялась. Потребители не получили ощутимую пользу от проводимых реформ. Отсутствие эффективной конкуренции на розничных рынках вынуждает государство продолжит регулирование конечных цен для населения. Реформа не вывела отрасли из инвестиционного тупика и не создала условия для технологической модернизации. Серьезный технологический износ оборудования (до 50 % в электрических сетях, до 40 % в поколения) становится причиной крупных аварий.

Предполагалось, что первый будет развиваться преимущественно на бюджетные средства, второй – преимущественно за счет частных инвестиций. Мысль простая, но, чтобы она стала работоспособной, нужно было сопроводить ее не только теоретическими обоснованиями, но и набором практически действующих финансовых механизмов с соответствующим нормативным обеспечением. Эти механизмы различаются по секторам:

– в монопольном секторе – дополнительная эмиссия акций ФСК, СО и ГидроОГК в пользу государства, плата за техническое присоединение к сетям, средства от продажи активов, займы и кредиты, поступления из федерального бюджета, собственные средства;

– в конкурентном секторе – дополнительная эмиссия акций ОГК и ТГК в пользу частных акционеров, механизм гарантирования инвестиций, прямые частные инвестиции в локальные проекты, средства от продажи активов, займы и кредиты, собственные средства.

Причем все они, кроме поступлений из федерального бюджета и собственных средств, рождены реформой. В табл. 4 представлены источники финансирования Инвестиционной программы компаний, образованных в результате реформирования РАО «ЕЭС России».

Инвестиции в монопольный сектор

В монопольном секторе инвестиции требуются прежде всего для создания и поддержания сетевой инфраструктуры. Инвестиционная программа на 2008–2012 годы предполагает строительство за 5 лет 98,8 тыс. км линий электропередачи, на что необходимо примерно 1 трлн рублей.

Так как государству принадлежит 75% Федеральной сетевой компании, логично предположить, что именно бюджет должен взять на себя финансирование программы по развитию сетей. Но у бюджета нет таких денег. Те средства, которые он способен выделить на развитие энергоактивов, находящихся в государственной собственности (не только ФСК, но и ГидроОГК), в несколько раз меньше необходимого.

Таблица 4. Источники финансирования Инвестиционной программы компаний, образованных в результате реформирования холдинга РАО «ЕЭС России»,

на 2008-2012 годы*, млн рублей

Программа была утверждена правлением РАО «ЕЭС России» 17 марта 2008 года.

Часть средств на реализацию инвестпрограмм ФСК и ГидроОГК была получена за счет продажи приходившихся на долю государства пакетов акций в 14 генерирующих компаниях. Вырученная сумма составила 388,35 млрд рублей, из них 252 млрд получит магистральный сетевой комплекс.

Часть средств заработают сами монополисты. Например, ожидается, что прибыль ФСК за 5 лет составит 300 млрд рублей. Разумеется, на инвестиции будут потрачены не все эти деньги. В любом случае три упомянутых источника (бюджет, продажа акций генкомпаний, прибыль ФСК и ГидроОГК) смогут покрыть лишь часть потребностей в инвестициях. Остальное планируется получать за счет платы за присоединение к сетям.

В начале реформ предполагалось, что в конце переходного периода государство не будет контролировать конечные цены для потребителей и лишь оставляем за собой контроль за ценами естественных монополий, услуг в сфере электроэнергетики и право применять регулирование цен в условиях чрезвычайных ситуаций. Начиная с 2007 года, там было постепенное дерегулирование цен и увеличение доли энергии, продаваемой по свободным ценам (примерно на 15 процентов в год) на рынке электроэнергии. К началу 2011 года планировалось завершить дерегуляцию и полностью перейти на свободные цены электроэнергии на оптовом и розничном рынках Неспособность достичь запланированных целей реформы могут быть упомянуты среди негативных результатов. Несмотря на серьезные структурные преобразования, качественного перехода в новое состояние электроэнергетики России не состоялась. Потребители не получили ощутимую пользу от проводимых реформ. Отсутствие эффективной конкуренции на розничных рынках вынуждает государство продолжит регулирование конечных цен для населения. Реформа не вывела отрасли из инвестиционного тупика и не создала условия для технологической модернизации. Серьезный технологический износ оборудования (до 50 % в электрических сетях, до 40 % в поколения) становится причиной крупных аварий.

На 1 января 2011 года окончания переходного периода реформы было объявлено. В то же время правительство оставляет за собой право контролировать цены на электроэнергию для населения и приравненных потребителей и цен в некоторых сегментах оптового рынка. Для того, чтобы обеспечить население электроэнергией по фиксированным ценам поправки в законодательство были введены, согласно которому до 2015 года электроэнергии производители должны продать до 35 процентов энергии по регулируемым ценам для гарантирующих поставщиков, которые продают электроэнергию населению и приравненных категорий потребителей.