Файл: Реформа электроэнергетики в России (Энергосбытовая отрасль России: специфика и экономические особенности).pdf

В России за последнее десятилетие объем спроса на электроэнергию рос со средним ежегодным темпом 2,3% в год, а установленные мощности увеличивались на 0,5% в год. Текущий объем инвестиций в генерирующие мощности зависит от реализации обязательной инвестиционной программы, являющейся условием работы компании на оптовом рынке. Объем этих капитальных вложений определяется исходя из объема средств, полученных после приватизации генерирующих компаний, и фактически является долгосрочным поведенческим условием для участников рынка. Такой порядок можно считать фактором повышения вероятности ввода новых мощностей, но он не гарантирует их экономической эффективности, а также стабильного воспроизводства в период после выполнения обязательной инвестиционной программы.

Альтернативный вариант выполнения обязательной инвестиционной программы. Сегодня в ходе ее реализации возникает риск избыточного роста стоимости энергоснабжения для потребителей — в случае, если объемы вводов генерирующий мощностей превысят объем спроса на них. При недостаточном спросе на электроэнергию возросший объем постоянных издержек электростанций будет переноситься в стоимость приобретения электроэнергии покупателями, причем вероятность этого возрастает не в связи с падением спроса на электроэнергию со стороны уже подключенных потребителей, а по причине сохраняющихся барьеров в подключении новых потребителей к электрическим сетям.

В качестве альтернативной инвестиционной политики может быть рассмотрено ускоренное выбытие наименее эффективных генерирующих мощностей. В этом варианте инвестиционная программа выполняется полностью, а больший, нежели запланированный, объем выбытия мощностей балансирует необходимый уровень резервов; при этом новые станции выходят на полную нормативную загрузку. В результате, согласно авторским расчетам, совокупные постоянные издержки генерации снижаются на 8—12%, а переменные издержки — на 19—22%.

Замещение устаревших мощностей может сопровождаться вводом новых технологических стандартов (например, по удельным расходам топлива, типам применяемого оборудования, и т.д.) или экологических требований, включая лимиты выбросов углекислого газа и загрязняющих веществ. Сценарий замещения устаревших мощностей позволит также сэкономить дополнительные объемы топлива.

Рынки мощностей в период после выполнения обязательной инвестиционной программы. Потребности в обеспечении высокого уровня инвестирования в сектор генерации останутся актуальными и после реализации. обязательной инвестиционной программы энергетики (конкретный период здесь будет зависеть от временных параметров ввода электростанций), причем идеологи реформы предполагали и предполагают, что соответствующие инвестиции будут осуществляться на основе их рыночной окупаемости и коммерческих инвестиционных решений. Между тем в подобного рода перспективных сценарных построениях не следовало бы уходить от проблемы вероятной цикличности в движении инвестиций и цен на конкурентных рынках. Эта проблема была поставлена западными разработчиками моделей системной динамики в электроэнергетике, в которых цикличность выводится из наличия обратной связи между ценами конкурентного рынка и объемами резервных мощностей, неполнотой и асимметрией информации участников данного рынка, а также влиянием временных лагов в принятии инвестиционных решений; авторами данного класса моделей одновременно было показано, что эффекты цикличности могут сглаживаться в случае введения платы за мощность в дополнение к доходам энергопроизводителей на рынке электроэнергии^[6].

Анализируя результаты применения отмеченного модельного инструментария к ряду национальных рынков, можно выявить выигрыш перехода к системе переменных платежей за мощность, обратно зависящих от объемов резервов мощностей; в этом случае конкурентный рынок способен обеспечить относительно высокий уровень коммерческих вводов мощностей при более низкой в сравнении с вариантом постоянных платежей стоимости энергоснабжения. В то же время, как отмечалось выше, цены российского рынка фактически не обладают чувствительностью к резервам, в связи с чем требуются радикальное улучшение раскрытия информации о резервах мощ­ности с последующим совершенствованием механизмов ценообразования на оптовом рынке энергии.

В заключение стоит еще раз подчеркнуть, что сформированная в результате «реструк­турирования» РАО «ЕЭС России» модель оптового рынка заключает исключительно высокие ценовые риски и риски дефицита генерирующих мощностей. При принципиальном сохранении этой модели то, что можно сделать для достоверной оценки таких рисков и для улучшения управления ими, сводится, во-первых, к повышению качества мониторинга рынка и раскрытию соответствующей информации (включая индикаторы средних тарифов приобретения электроэнергии и оперативный показатель резервов мощностей). Во-вторых, — к проведению (ради снижения текущей стоимости электроснабжения) мероприятий, связанных с улучшением экономической диспетчеризации действующих генерирующих мощностей и с дифференциацией тарифов новых и действующих электростанций (в том числе — платы за мощность). В-третьих, — к использованию при реализации обязательной инновационной программы варианта ускоренного выбытия наименее эффективных генерирующих мощностей, а также к применению в перспективе переменных платежей, обратно пропорциональных резервам мощностей.

Глава 2 Изменения в электроэнергетики в России в результате реформ

2.1 Изменения в проведении ремонтных работ после реформы

В ходе реформы ремонт, наравне с генерацией и сбытами, был выделен в конкурентный вид деятельности. Ремонтные предприятия получили возможность работать на рынке и распоряжаться прибылью.

На рынке появилось много ремонтных организаций. Вместе с тем значительно упало качество их работы, была разрушена система контроля. Кроме того, очень скоро руководители ремонтных предприятий поняли, что переквалифицироваться для выполнения других видов деятельности, например строительства, гораздо выгоднее, чем заниматься ремонтами энергообъектов. Это отрицательно сказалось на качестве ремонтных работ в электроэнергетике.

С целью оптимизации затрат генерирующие компании стали экономить не только на научных исследованиях, но и на ремонтных работах. Подбор ремонтных компаний проходит по принципу аукциона. По мнению экспертов, профессиональные энергетики зачастую к подбору ремонтных компаний и составлению планов ремонтов не допускаются. В результате технически некомпетентный менеджмент может выбрать по конкурсу такую же некомпетентную ремонтную компанию, но предлагающую более выгодные финансовые условия^[7].

Ситуация усугубляется высоким износом оборудования, как генерирующего, так и сетевого, которое постоянно нуждается в ремонте.

В отдельный блок эксперты также выделили проблему коррупции. Именно при проведении ремонтов отмечено большое количество случаев воровства. Причина тому — отсутствие четких правил и регламентов для проведения и контроля ремонтных работ. Если с затратами на топливо все понятно — ясна цена топлива и его необходимое количество, то с ремонтными работами все сложнее. Региональная энергетическая комиссия (РЭК) не будет проверять, выполняются ли все заявленные при утверждении тарифа ремонтные работы.

Выведение ремонтов в конкурентный вид деятельности специалисты считают ошибкой реформирования. Государство, в лице надзорных органов, фактически не имеет права вмешиваться в производственную политику частных компаний. А большинство генераторов являются акционерными обществами и самостоятельно проводят ремонтные кампании. Поэтому проведение ремонтов остается фактически вне контроля.

При проведении реформы, по мнению ряда экспертов, сложилась иллюзия, что собственники будут корректно и ответственно относиться к оборудованию генерации. Однако каждого собственника в первую очередь волнует вопрос получения прибыли, а надежность системы и ее безаварийная работа — во вторую очередь.

Профессиональные энергетики призывают государство активнее контролировать деятельность генерирующих компаний и следить за выполнением ремонтных работ.

Понимая необходимость контроля за качеством ремонтов и строительства энергообъектов, генераторы были вынуждены решать проблему разными способами. И сегодня, по признанию специалистов, очень многие ремонтные предприятия представляют собой компании, аффилированные с генерирующими компаниями. Это является возвратом в дореформенное время.

Многие эксперты обозначили необходимость наделения надзорных органов полномочиями для вмешательства в политику проведения ремонтных и строительных работ частными генерирующими компаниями. В то же время это приведет к нарушению принципов реформирования.

2.2 Социальныей и кадровые проблемы в послереформенной энергетике

Практически все эксперты были солидарны в том, что «человеческий фактор» продолжает играть в отрасли определяющее значение. Нерешенность кадровой проблемы может привести к снижению надежности работы всей системы. Именно поэтому участники исследования уделили особое внимание кадровому вопросу.

Профильные специалисты могут эффективно работать в электроэнергетике при условии, что каждый будет заниматься своим делом: специалисты-энергетики — техническими вопросами, менеджеры — управлением. В современных условиях очень важны и те, и другие специальности.

Важный аспект проблемы связан с изменением процедуры назначения управленческих кадров. Во многом причиной недоверия между технарями и менеджерами стало изменение механизма назначения на руководящие должности. В основном кадровые решения принимает акционер, которого большинство работников компании никогда не видели. Часто управленческие решения имеют политический характер^[8].

Еще одной гранью кадрового вопроса являются сокращения инженерных кадров.

Обеспечен ли равный доступ к инфраструктуре всем производителям и потребителям электроэнергии. Готовы ли потребители к либеральным преобразованиям в отрасли. Какими будут социальные последствия либеральных преобразований.

Как показал опыт проведения либеральных преобразований в других странах, без существенного роста тарифов невозможно окупить инвестиции, вложенные в модернизацию электроэнергетики.

Таким образом, все преобразования будут оплачивать потребители через плату за электроэнергию и мощность. Российские потребители уже почувствовали это. Так, существенно был повышен тариф на передачу для ФСК, растут и тарифы на новую мощность (генерирующие компании активно лоббируют значительное повышение платы за новую мощность). В 2010 году тариф на услуги ФСК повысился на 51%, до 87,87 тысячи рублей за 1 МВт в месяц. В 2011 и 2012 годах тариф ФСКувеличится на 32,85 и 24,72% соответственно^[9].

Государство вынуждено выступать на стороне потребителей и сдерживать рост тарифов. Многие эксперты именно с этим фактором связывают затягивание введения долгосрочного рынка мощности.

Государство находится между двух огней. С одной стороны, на регулирующие органы давят потребители, доходы которых не позволяют оплачивать резкий рост тарифов, с другой стороны — генераторы, заинтересованные в запланированном возврате инвестиций. Соответственно, любое решение в области тарифообразования вызовет недовольство и протест либо того, либо другого из участников рынка, либо обеих сторон.

Пока государство не решилось перевести население на 100-процентную оплату электроэнергии. Изначально предполагалось осуществить переход на полную оплату в 2014 году, но в последнее время об этих планах упоминают все реже. Новые сроки официальные лица предпочитают не называть.

На новую модель отрасли перешла старая система перекрестного субсидирования, которая снижает тарифы для населения за счет повышения тарифов для промышленности.

Перевод населения на 100-процентную оплату электроэнергии может также привести к значительным социальным рискам, так как стоимость электроэнергии в таком случае неизбежно повысится.

В условиях кризиса, когда социальная напряженность в стране возросла, вероятность отмены перекрестного субсидирования очень мала.

В итоге потребители электроэнергии оказались в самом невыгодном положении. Затраты на реализацию инвест программ генерирующих и сетевых компаний, проведение модернизации и ремонтов мощностей легли на плечи конечного потребителя — населения, предприятий^[10].

Для частных лиц плата за электроэнергию в 2009 году возросла на 25%, а в 2010 году увеличилась в среднем на 10% по стране; для предприятий и организаций этот показатель вырос на 19% в 2009 году и на 7,6% в 2010 году. Цены на электроэнергию еще будут расти, так как устаревшим генерирующим и сетевым мощностям необходим ремонт, а государство требует введения новых генерирующих мощностей^[11].

Все это — затратные мероприятия, на которые ни у государства, ни у генерирующих компаний нет достаточного количества денег.

Единственная выгода для потребителя заключается в том, что при обновлении мощностей энергетических компаний безопасность ЕЭС возрастет и подача электроэнергии будет стабильной. Эксперты отмечают, что при модернизации мощностей изменится сама структура тарифа.