Алексей Хайтун
Величие "Газпрома" во многом объясняется его особым положением в российском ТЭКе.
Фото Reuters
1 июля 2008 года прекратило свое существование РАО «ЕЭС России». По замыслу, ожидались разделение монопольных и конкурентных секторов отрасли, запуск оптового рынка электроэнергии и мощностей, должен был быть запущен процесс его либерализации. На деле возникли новые трудности, хотя в рамках приватизации электроэнергетических активов в отрасль привлечены существенные частные инвестиции. Российские минусы сводятся к тому, что среди крупнейших стран мира российская экономика является наиболее энергоемкой – с учетом потерь в сетях и для собственных нужд электростанций на долю промышленности приходится 62% всей потребляемой электроэнергии; доля домохозяйств в потреблении составляет только 16%.
«Неудачная» география
Известно, что Россия изначально неконкурентна на мировом и европейском рынках энергоресурсов в силу своих географических условий. Почти 95% ее территории расположено севернее широт Западной Европы и даже северной границы США. То есть там, где товарно-рыночное производство нерентабельно из-за многократного возрастания энергетических и транспортных затрат. Именно в таких районах находится 60–95% важнейших ресурсов России: энергоносителей, редких металлов, золота, леса, и все это энергоемкие производства. Особенно неблагоприятны условия добычи и использования энергоносителей. Внутриматериковое расположение месторождений энергоресурсов, отдаленное на тысячи километров от районов потребления, обусловливает высокие затраты при передаче электроэнергии и транспортные затраты по доставке нефти и газа.
Разумеется, это не исключает экспорт избыточных мощностей ТЭС, особенно при «ножницах» внутренних и экспортных цен, но тенденции данный факт не изменяет. Не спасает положение и гидроэнергетика, поскольку Россия равнинная страна и перепад высот на реках мал. Огромные водохранилища мелки, а зимой, когда расход электричества максимален, мелеют.
В свете сказанного мы полагаем, что оценки капитализации энергетических ресурсов России весьма спекулятивны, не случайно они используются в основном в политических целях. Обобщенные показатели эффективности российских компаний см. в таблице.
Сейчас в составе ЕЭС России работают семь объединенных энергосистем: ОЭС Центра, Cредней Волги, Урала, Северо-Запада, Юга, Сибири и ОЭС Востока. Параллельно с ЕЭС России работают энергосистемы Белоруссии, Эстонии, Латвии, Литвы, Грузии, Азербайджана, Казахстана, Украины, Молдавии и Монголии. Совместно действуют энергосистемы Финляндии и Норвегии (энергетический холдинг Скандинавии НОРДЕЛ). Основные перетоки электроэнергии происходят между странами СНГ и Балтики. От электрических сетей России осуществляется электроснабжение приграничных районов Китая. С последним подписаны контракты и намечается развивать энергетический обмен, причем Китай будет участвовать в реконструкции энергетических мощностей в приграничных с ним регионах России.
Новыми крупнейшими генерирующими компаниями по размеру установленной мощности стали «РусГидро», 6 ОГК, РАО ЭС Востока, ИНТЕР РАО ЕЭС и 14 ТГК. На ОГК приходится 25% установленной мощности зоны централизованного электроснабжения, на ТГК – 27%, «РусГидро» – 12%.
Ввод новых мощностей на электростанциях ЕЭС России в 2009 году с учетом электростанций промышленных предприятий составил 1,268 ГВт. Выведено из эксплуатации генерирующего оборудования мощностью 287,7 МВт.
Выработка электроэнергии электростанциями ЕЭС России и промышленных предприятий составила в 2009 году 957,1 млрд. кВт-ч (снижение по сравнению с 2008 годом на 4,9%), в том числе ТЭС – 626,8 млрд. кВт-ч (снижение на 8,8%); ГЭС – 166,8 млрд. кВт-ч (увеличение на 6,5%); АЭС – 163,5 млрд. кВт-ч (увеличение на 0,6%).
Монополизм в энергетике
В 2010 году российская электроэнергетика по стоимости продукции сравнялась с энергетикой США. Ожидается, что через два-три года кВт-ч будет стоить в 1,5 дороже американского. Сейчас стоимость электроэнергии для внутренних потребителей ниже, чем в странах ЕС, в среднем в 1,7 раза, соответственно к 2015 году разница исчезнет, то есть в России вырастут цены на электроэнергию, потребляемую промышленностью, транспортом и коммунальным хозяйством.
Для потребителей в промышленности стоимость электроэнергии вырастет с 7,3 долл. до 10,5 долл. за 100 кВт-ч. Это зависит главным образом от цен на газ – основное топливо электростанций.
Пока цены на природный газ для внутренних потребителей России в 3 раза дешевле, чем отпускная цена для промышленности стран ЕС. Предполагается поднимать оптовые тарифы на газ для российских предприятий ежегодно на 15%. Для населения этот рост будет еще выше – до 17–19%. Тарифы на электроэнергию для населения вырастут на 10%, опережая инфляцию. Даже такой рост рассматривается как уступка протестным настроениям населения: ранее предполагались более высокие темпы роста тарифов.
Почему ожидается подобный рост тарифов? Во-первых, как указывалось, из-за объективных природных условий и связанных с этим высоких затрат на всех стадиях производства, транспортировки и распределения энергии.Во-вторых, по субъективным условиям российского экономического регулирования. Либерализация цен и частичная приватизация в энергетическом секторе России в период экономических реформ не сопровождались системными мерами по демонополизации и формированию эффективной структуры внутренних энергетических рынков. Система внутренней торговли всеми видами энергетических ресурсов характеризуется недостаточным уровнем (практически отсутствием) меж- и внутрирегиональной конкуренции, отсутствием объективных индикаторов спроса и предложения, непрозрачностью алгоритмов формирования цен.
В энергетической стратегии России специально подчеркивалась важность экономических реформ – быстрого создания конкурентной среды и преобразования существующего федерального (оптового) рынка электрической энергии (мощности) в полноценный конкурентный оптовый рынок электроэнергии. Но для этого необходимо установление публичных правил доступа к инфраструктуре энергетического рынка всех участников коммерческого оборота и эффективное надзорное регулирование вопросов доступа и, наконец, создание организованных институтов открытой торговли энергетическими ресурсами на биржевых принципах с равным доступом всех поставщиков и потребителей.
Как приоритет выдвигается организация внутренних рынков, реализация директив по открытию рынков электроэнергии и газа для конкуренции, а также предотвращения картельных сговоров на розничных рынках нефтепродуктов. Стоит отметить общность принципов реформирования энергетических рынков в России (электроэнергия и газ) и ЕС (электроэнергия и газ): разделение естественно-монопольных и конкурентных видов деятельности, установление правил организованной торговли, публичных правил доступа к инфраструктуре.
Слияния и поглощения в сфере деятельности энергетических компаний являются нормальной реакцией на глобализацию экономики, а крупные и конкурентоспособные национальные энергетические компании выступают экономическими кластерами развития. Европейская стратегия поддержки конкуренции на энергетических рынках сосредоточивается на требовании о разделении естественно-монопольной энергетической транспортной инфраструктуры от бизнеса по производству и продаже энергоресурсов, а также о полном открытии рынков (в том числе розничных) для независимых поставщиков. К сожалению, в России эти принципы, а особенно обеспечение доступа к энергетическим сетям независимых поставщиков, остаются на уровне деклараций.
Формально большинство крупных компаний электроэнергетической отрасли имеют программы энергосбережения и повышения эффективности. Де-факто чрезмерное внимание в ущерб инновациям и модернизации уделяется ремонтным и восстановительным работам планово-профилактического характера. К тому же из-за кризиса 2009 года сократилось финансирование инвестиционных проектов. Необходимо отметить, что на данном этапе уделяется мало внимания нормированию потерь энергии, стимулированию электросетевых компаний на снижение издержек, тарифному регулированию инвестированного капитала.
В конечном счете можно констатировать следующее – реформа РАО «ЕЭС» удалась лишь частично. Ее целью было преодолеть отраслевой монополизм энергетической отрасли, найти ресурсы для ее развития на путях конкуренции между компаниями–поставщиками электроэнергии. Однако монополизм преодолен не был, система ценообразования осталась, по существу, планово-советской, то есть цена формируется от затрат поставщика с взиманием «пошлины» на всех ее переделах от генерации до потребления.
Известно, что для равновесного формирования цены в однопродуктовой модели требуется или прямая конкуренция производителей, или (и) жесткий государственный контроль. Второе затруднительно из-за масштабов проблемы и российской территориальной специфики, когда технически невозможно осуществить указанный контроль. Первое требует избытка продукта (предложений электроэнергии) на рынке и конкуренции производителей. Такой конкуренции не предвидится. В целом нынешнее состояние с методикой и практикой формирования розничной цены на электроэнергию неприемлемо, так как затрудняет поставки энергии на мировой и европейский рынок и, главное, тормозит развитие отечественной промышленности, особенно энергоемкой.
Инвестиционные проблемы
Общий объем капитальных вложений в реконструкцию и развитие энергетического сектора, согласно Энергетической стратегии, может составить от 400 до 510 млрд. долл. в следующее десятилетие. Предполагается, что доля ТЭКа в общих инвестициях в экономику страны, которая составляла до 31–33%, в текущее десятилетие уменьшится до 20–24% к 2020 году. По отраслям ТЭКа это составит:
– в газовой отрасли – от 170 до 200 млрд. долл., включая 35 млрд. долл. – на освоение газовых ресурсов Восточной Сибири и Дальнего Востока, до 70 млрд. долл. – на программы полуострова Ямал; в нефтяном комплексе – около 230–240 млрд. долл. (средства ОАО «Газпром», нефтяных компаний и инвесторов);
– в электроэнергетике – 120–170 млрд. долл., в том числе на строительство и модернизацию генерирующих мощностей 100–140 млрд. долл., из которых 25–35 млрд. долл. – на атомные электростанции и 20–30 млрд. долл. – на развитие электрической сети (капитал электрических компаний и инвесторов, по атомным и гидроэлектростанциям – федеральные источники);
– в угольной промышленности – около 20 млрд. долл. (средства инвесторов, частных угольных компаний и федерального бюджета);
– в теплоснабжении – около 70 млрд. долл. (средства региональных и муниципальных бюджетов и инвесторов, тарифные источники);
– в энергосбережении – 50–70 млрд. долл. США (региональные фонды, средства инвесторов, тарифные источники).
Огромный объем инвестиций в российскую энергетику обусловлен многими причинами. Это прежде всего необходимость освоения новых месторождений нефти и газа на северо-востоке страны, в полярных и приполярных зонах, на шельфах морей, в том числе и арктических. Для поддержания сегодняшних объемов добычи до 2020 года необходимо многократное увеличение инвестиций в освоение Штокмановского и Ямальского газовых месторождений. В электроэнергетике износ активной части фондов составляет 60–65% (сельские сети – до 75%), 20% оборудования не подлежит восстановлению. Обновление оборудования ведется недопустимо низкими темпами и в явно недостаточном объеме. Уже сейчас все это приводит к росту аварийности и снижению надежности энергоснабжения, что в электроэнергетике усугубляется чрезмерной загрузкой и недостаточными резервами генерирующих мощностей и подстанций. Вспомним о программе РАО «ЕЭС России» (дата публикации материалов – осень 2007 года), в которой планировалось за пять лет потратить 2,1 трлн. руб. на строительство электростанций и сетей. Это самая дорогостоящая в России программа. Программа превышала, по состоянию на 2008 год, все инвестиционные расходы федерального бюджета вместе с инвестиционным фондом (807 млрд. руб.). Она больше, чем Стабилизационный фонд (2,05 трлн. руб.).
На прирост одного киловатта мощности предусматривается в среднем порядка 1100 долл. Однако, по мнению экспертов, инвестиционная программа РАО «ЕЭС России» была завышена на 600–650 млрд. руб.
Ясно, что экономика страны в условиях, когда резко сократились доходы от экспорта углеводородов, прошел неурожайный год, не сможет выдержать подобные расходы. Поэтому фактические затраты в обновление электроэнергетики значительно ниже: реально годовые объемы инвестиций в ТЭК за годы реформ снизились почти в 4 раза, что привело ряд его отраслей в плачевное состояние. К 2010 году расчетный, или физический, ресурс исчерпают 50 ГВт электрогенерирующих мощностей европейской части. В газовой отрасли в настоящее время ежегодно осваивается лишь 3 млрд. долл. капитальных вложений – втрое меньше того, что нужно для выхода на прогнозируемый Энергетической стратегией уровень 2020 года.
Можно сделать вывод, что реформа РАО «ЕЭС», проведенная в правильном направлении, все же не полностью достигла своей цели.
