Ольга Анина Идея реформирования электроэнергетики родилась в конце 1990-х годов. В то время собираемость платежей за электроэнергию была на уровне 14%, остальное – бартер, взаимозачеты и неплатежи. Отрасль, полностью зарегулированная государством, с низкими тарифами не была привлекательна для инвесторов. Они шли туда, где можно было окупить вложения, – в те отрасли экономики, которые уже начали развиваться на рыночных принципах. Чтобы инвестор пришел в электроэнергетику, начал строить и обновлять энергомощности, предстояло ее реорганизовать – огромную, министерского формата структуру необходимо было разделить на компании по видам деятельности: монопольным и конкурентным. К естественно-монопольному сектору относится диспетчерское управление и передача электричества по сетям, а все остальное – производство энергии, ее продажа, ремонт – должно стать конкурентным. Параллельно с процессом разделения монополии и создания новых компаний необходимо было сделать существовавший псевдорынок электроэнергии действительно рыночным, то есть постепенно прийти к формированию цены на электричество на основе спроса и предложения.
Сейчас уже можно увидеть первые результаты реформы. Пожалуй, главный итог – создание крупных профильных компаний на основе подразделений бывших региональных монополистов АО-энерго («Мосэнерго», «Самараэнерго», «Брянскэнерго» и т.д.) и отдельных электростанций. Сегодня в генерации сформированы 7 компаний оптового рынка (ОГК), объединивших крупнейшие электростанции страны, и 14 территориальных генерирующих компаний (ТГК), в которые вошли небольшие электростанции из состава АО-энерго. Распределительные сети вошли в региональные сетевые компании (РСК). Энергосбытовые подразделения бывших АО-энерго выделились в отдельные организации и готовы к конкуренции с независимыми сбытовыми компаниями в своих регионах. Управлением энергетическими режимами занимается Системный оператор, а магистральные линии электропередачи сконцентрированы в Федеральной сетевой компании. Обе эти структуры – Системный оператор и ФСК – всегда будут находиться под контролем государства, их тарифы будут регулироваться правительством в отличие от цен производителей электроэнергии, которые со временем планируется формировать по рыночным принципам. Сбытовые компании за свои услуги будут получать вознаграждение в несколько процентов от конечной цены на электричество.
То, что реформа движется в правильном направлении, подтверждается интересом инвесторов к акциям энергокомпаний, которые сейчас есть на фондовом рынке. Среди покупателей все крупные производственные холдинги страны – «Газпром», «ЛУКОЙЛ», НЛМК, БазЭл, СУАЛ, а акционером «Ленэнерго» в свое время стал финский энергетический концерн Fortum. Но прямых инвестиций в электроэнергетику нет и по сей день.
О недоинвестировании энергетики напомнила уходящая зима. Впервые за много лет свет отключали не из-за технической неисправности, а для ее недопущения. В Москве, Петербурге и Тюмени ограничивали промышленные предприятия, чтобы не погас свет в домах, больницах и детсадах. Москва проходила пик нагрузки в 16 200 МВт при максимуме ограничений в 600 МВт, а ведь в 1990 году максимум потребления составлял всего 13 069 МВт. В Питере ограничения доходили до 500 МВт даже с учетом того, что энергетики наполовину сократили экспорт в Финляндию, от чего подмерзающие финны были, мягко говоря, не в восторге.
Почему так происходит? Дело в том, что, хотя общая мощность Единой энергосистемы России с 1990 года и увеличилась на 4000 МВт, электропотребление растет в различных регионах разными темпами. Регионы с промышленной активностью демонстрируют стремительное развитие социальной инфраструктуры. Строится жилье, школы, детсады, офисы, открываются магазины, развлекательные заведения, спортклубы. Все они требуют электричества. Происходит определенный перекос в нагрузке на энергосистемы отдельных регионов. Так, в Москве потребность в электричестве опережает уровень 1990-х гг. на 24%, в Тюмени – на 15%, в Санкт-Петербурге – на 10%, в Дагестане – на 60%. По оценкам экспертов, такая же картина наблюдается еще в 10 регионах.
Сравнение инвестиционного процесса в российской энергетике с другими странами удручает. В Китае, например, ежегодный прирост энергомощностей – 20 000 МВт, в США – 16 000 МВт. У нас же электростанции строятся в основном за счет тарифной выручки РАО «ЕЭС России». Учитывая, что уже третий год темпы роста тарифов ниже инфляции, инвестиционных возможностей еле хватает на замену совсем дряхлых энергоблоков. Несмотря на это, за последние годы пущены Северо-Западная ТЭЦ, Калининградская ТЭЦ, Сочинская ТЭС, Бурейская ГЭС и ряд новых энергоблоков на действующих станциях, в среднем в год из работы выводится примерно столько же мощностей, сколько вводится в эксплуатацию – около 1000 МВт. Средства на более масштабное строительство государство в тарифы не закладывает.
Для того, чтобы обеспечить не примитивное воспроизводство, а развитие Единой энергетической системы России, необходимо вводить в эксплуатацию не менее 8700 МВт ежегодно. Срок строительства каждой электростанции – не менее двух лет. Стоимость строительства одного киловатта мощности – около 1000 долл., а цена станции – это миллионы долларов. С учетом исходящих от этих станций сетей и питающих центров инвестиционные потребности отрасли оцениваются в 13–15 млрд. долл. в год. По сути, речь идет о новом плане ГОЭЛРО.
Дарья Гармоненко