В последнее время в российской прессе основное внимание заострялось на том, что в ходе реформирования российской энергетики и реструктуризации РАО <эЕЭС России> будет создан конкурентный рынок электроэнергии, повысится капитализация энергокомпаний, возрастет их инвестиционная привлекательность. Однако хотелось бы подчеркнуть, что это лишь одна <эсторона медали>. Другая же сторона заключается в замедлении роста, стабилизации, а затем и снижении энерготарифов. Ведь в условиях конкуренции на свободном рынке электроэнергии без ограничения издержек и цен на свою продукцию не сможет выжить ни один ее производитель: он попросту проиграет рынок конкурентам.

    Отсюда программы управления издержками, которые мы в РАО <эЕЭС России> стали готовить с 1999 г., когда вплотную подошли к задаче рыночной трансформации компании. Отсюда и наша новая тарифная политика, которая стала актуальной, когда были заложены законодательные основы реформирования российской электроэнергетики, когда заработали как самостоятельные структуры Федеральная сетевая компания (ФСК) и Системный оператор - Центральное диспетчерское управление (СО-ЦДУ) ЕЭС России, когда стартовали преобразования региональных энергосистем и федеральных электростанций, а главное, когда с 1 ноября 2003 г. заработал рынок <5-15>, т.е. конкурентный сегмент рынка электроэнергии со свободными, равновесными ценами на нее.
    Суть новой тарифной политики - в отказе от затратного принципа ценообразования в электроэнергетике и переходе к регулированию тарифов в зависимости от прогнозируемой инфляции (замена принципа <эзатраты плюс> на принцип <эинфляция минус>). В жизни это означает сдерживание роста, а потом и снижение энерготарифов в реальном исчислении.
    И первым это снижение должно ощутить население - наименее защищенный от роста цен потребитель. Ведь если подорожает электроэнергия для предприятия, то оно в принципе может повысить цену на свою продукцию. Население лишено возможности сходным образом компенсировать возросшие затраты. В будущем, когда конкурентный сегмент рынка расширится, все другие потребители электроэнергии также смогут покупать ее по более низкой цене.
    Поэтому РАО <эЕЭС России> в октябре 2003 г. обратилось к Правительству и ФЭК России с предложением о снижении на 20% в пяти регионах (в Свердловской, Нижегородской, Пермской, Ленинградской областях и Санкт-Петербурге) с 1 ноября 2003 г. действующих тарифов на электроэнергию для населения, а с 1 января по 1 мая 2004 г. - предельных тарифов на электроэнергию для населения, установленных ФЭК России на 2004 г.

Суть новой тарифной политики - в отказе от затратного принципа ценообразования в электроэнергетике и переходе к регулированию тарифов в зависимости от прогнозируемой инфляции (замена принципа <эзатраты плюс> на принцип <эинфляция минус>). В жизни это означает сдерживание роста, а потом и снижение энерготарифов в реальном исчислении.

    Делая такое ответственное предложение, мы исходили из двух соображений.
    Первое - начиная с 1 ноября, когда будет запущен рынок <5-15>, энергосистемы смогут покупать на нем электроэнергию по более низким ценам, чем сегодня на регулируемом рынке (ФОРЭМ). И это ожидание оправдалось: за ноябрь объем торгов на рынке <5-15> составил 521,8 млн кВт/ч, а средняя цена электроэнергии в конкурентном секторе оказалась на 9,5% ниже, чем на ФОРЭМ.
    Второе - накопленный опыт работы по программам управления издержками. Проанализировав эти программы применительно ко всем энергокомпаниям, мы выбрали те пять субъектов Федерации, которые фигурируют в нашем предложении. Правительство одобрило предложение о снижении тарифов на электроэнергию (прежде всего для населения); Федеральная и региональные энергетические комиссии указанных субъектов Федерации приняли соответствующие постановления.
    Сегодня, когда сделан первый шаг в реализации новой тарифной политики, нам нередко задают вопросы: <эПочему этот шаг не был сделан раньше? Насколько реальны и будут ли следующие шаги? А что вообще дает эта новация?>
    Попробую ответить.
    Для этого сначала вернемся чуть назад. На рис. 1 показано, что в течение многих лет после либерализации цен в 1992 г. энерготарифы росли намного медленнее, чем цены в промышленности, особенно цены на топливо. А уж рост цен на электроэнергию для населения еще более заметно отстал от роста цен на другие товары потребительской корзины. Таким способом, за счет регулируемых цен, государство сдерживало инфляцию. При этом энергокомпании и станции выживали (именно выживали, но не развивались - новые объекты в энергетике практически не вводились) только потому, что в экономике тогда господствовали бартер и взаимозачеты, а потому конкретные значения цен и тарифов не играли решающей роли.
    Однако, как только менеджмент РАО <эЕЭС России> объявил войну бартеру и зачетам и энергосистемы перешли к расчетам <эживыми> деньгами, ситуация изменилась. Компания обосновала необходимость установления регулирующими органами энерготарифов на уровне, позволяющем ей нормально работать и развиваться. Как видно на рис. 2, с 2000 г. до настоящего времени рост тарифов опережает инфляцию.
    И тут во всей красе проявил себя затратный принцип тарифообразования: тарифы на электроэнергию в 1999-2003 гг. росли примерно в том же темпе, что и ее себестоимость. У энергокомпаний отсутствовал реальный стимул снижать издержки. И ясно, почему: стоит один раз уменьшить какие-нибудь затраты, экономию у тебя тут же <эвырежут> при очередном тарифном регулировании! Куда выгоднее доказать регулирующему органу, что все твои расходы экономически обоснованы. Так, кстати, было и в СССР, причем с этим не могли справиться ни Госплан, ни Народный контроль, ни ЦК КПСС.

Тарифы на электроэнергию в 1999-2003 гг. росли примерно в том же темпе, что и ее себестоимость. У энергокомпаний отсутствовал реальный стимул снижать издержки. И ясно, почему: стоит один раз уменьшить какие-нибудь затраты, экономию у тебя тут же <эвырежут> при очередном тарифном регулировании! Куда выгоднее доказать регулирующему органу, что все твои расходы экономически обоснованы. Так, кстати, было и в СССР, причем с этим не могли справиться ни Госплан, ни Народный контроль, ни ЦК КПСС.

    Но так не может и не должно быть в условиях конкурентного рынка электроэнергии. Поэтому А. Б. Чубайс на заседании Правительства Российской Федерации 29 мая 2003 г. внес предложение установить энерготарифы на 2004-2006 гг. в зависимости от прогнозируемой инфляции (рис. 3).
    РАО <эЕЭС России> готово к тому, чтобы уже в 2004 г. рост энерготарифов лишь незначительно опережал ожидаемый рост инфляции: в 2002 г. разрыв между этими показателями составлял 9,8 процентного пункта, в 2003 г. - 8,6 пункта, а в 2004 г. предполагается сократить его до 3 процентных пунктов. Но уже в 2005 и 2006 гг. тарифы будут расти только в меру инфляции. Ее параметры определены в социально-экономической программе правительства: 10% - в 2004 г., 8,5% - в 2005 г. и 7,5% - в 2006 г. Это означает, что в реальном исчислении рост тарифов будет остановлен.
    Для реализации предложенного подхода ФЭК России должна установить на 2004-2006 гг. нижние и верхние пределы роста энерготарифов по каждому субъекту Федерации (рис. 4). Причем установить их так, чтобы в среднем по стране рост тарифов не превышал 13% - в 2004 г., 8,5% - в 2005 г. и 7,5% - в 2006 г.
    Естественно, выходя с таким предложением, мы постарались все как следует взвесить, оценить возможности отдельных энергокомпаний РАО <эЕЭС России>.
    С одной стороны, если уже сегодня не затормозить рост энерготарифов, то его куда более решительно остановит рынок, который в соответствии с Планом мероприятий по реформированию электроэнергетики в 2003-2005 гг. (распоряжение Правительства РФ № 865-р от 27 июня 2003 г.) будет либерализован в 2007-2008 гг. И тогда, как видно на рис. 5, наши АО-энерго и станции получат весьма сильный <эценовой шок>.
    С другой стороны, анализ их программ управления издержками и бизнес-планов показывает, что многие спокойно впишутся в охарактеризованную выше (см. рис. 3) динамику тарифов. Другим придется трудно, но уже сейчас ясно, что нужно делать, чтобы без существенных потерь преодолеть ожидаемые трудности. Однако есть и третьи энергосистемы, которые так и не накопили необходимого запаса прочности. В каждом случае причины разные: в одних энергосистемах долгое время искусственно занижались тарифы; в других до сих пор не налажены расчеты с потребителями, имеют место неплатежи; в третьих накоплена большая кредиторская задолженность и т.д. Таким энергокомпаниям придется не просто сокращать расходы, но и жертвовать на определенное время инвестициями и дивидендами. По таким АО-энерго придется принимать специальные решения, вероятно, на уровне материнской компании холдинга и администраций соответствующих субъектов Федерации. К счастью, таких энергокомпаний в холдинге не более 12%.
    По основной же части компаний в ближайшие 3 года предстоит активизировать работу по управлению издержками. С учетом накопленного опыта здесь выявляются следующие ключевые направления: сокращение расходов на топливообеспечение; снижение потерь энергии; экономия на ремонтных работах; оптимизация численности персонала и оплата труда; упорядочение использования сырья и материалов, запасов товарно-материальных ценностей; освобождение от непрофильных бизнесов и нерентабельных активов.
    То, что возможность добиться экономии необходимой в условиях новой тарифной политики, вполне реальна, показывают следующие примеры.
    Уже в первом полугодии 2003 г. ОАО <эМордовэнерго> за счет снижения удельных расходов сэкономило 19,9 тыс. тонн условного топлива, или 6% от всех затрат. ОАО <эРязанская ГРЭС> только путем конкурсных закупок угля сэкономило 27,3 млн руб., или 2,5% от всех затрат на топливо. Важно, что экономия на топливной составляющей издержек получена этими и другими нашими компаниями не в 1999 или 2000 гг., когда еще многие резервы экономии лежали на поверхности, а в 2003 г., т.е. после того, как в предыдущий период все сливки как будто бы были сняты.

В первом полугодии 2003 г. ОАО <эМордовэнерго> за счет снижения удельных расходов сэкономило 19,9 тыс. тонн условного топлива, или 6% от всех затрат. ОАО <эРязанская ГРЭС> только путем конкурсных закупок угля сэкономило 27,3 млн руб., или 2,5% от всех затрат на топливо.

    Значительные резервы имеются в снижении потерь энергии - технических и коммерческих. Так, ОАО <эКубаньэнерго> в текущем году за счет снижения технических потерь сэкономит 6,2 млн руб., а за счет ликвидации коммерческих потерь (это неоплаченный отпуск или попросту воровство энергии) - 5,9 млн руб. Для этого осуществляются вполне понятные и освоенные многими энергокомпаниями организационно-технические мероприятия: оптимизация режимов электрических сетей; замена недогруженных и перегруженных трансформаторов; замена проводов перегруженных линий; отключение трансформаторов на ПС с сезонной нагрузкой; установка приборов учета; рейды по выявлению и борьбе с хищениями.
    Как показывает опыт целого ряда энергокомпаний, существенное снижение затрат на ремонты достигается за счет минимизации их выполнения хозяйственным способом и конкурсного размещения заказов на различные виды ремонтных торгов; за счет перехода от планово-предупредительных ремонтов к ремонтам по диагностике. С выделением ремонтных подразделений в самостоятельный бизнес в ходе реформирования АО-энерго и федеральных станций здесь, как правило, выявляются дополнительные возможности. Как видно на рис. 6, экономия ремонтных работ в условиях их современной организации обеспечивается при росте их физического объема.
    Еще одна, причем очень значительная, статья экономии - это оплата труда. За последние 3 года численность занятых в холдинге РАО <эЕЭС России> сократилась с 671,4 тыс. человек в 2000 г. до 631,9 тыс. человек в 2002 г. В 2003 г. процесс оптимизации численности персонала как за счет роста производительности труда, так и в связи с реструктуризацией энергокомпаний продолжается. На примере ОАО <эЛипецкэнерго> видно (рис. 7), что оптимизация численности, переход к современным формам оплаты труда и мотивации персонала позволяют существенно сокращать расходы на заработную плату.
    Хочу отметить, что в приведенных выше примерах фигурируют не худшие и не лучшие, не самые маленькие и не самые крупные наши АО-энерго и федеральные станции. Это позволяет считать примеры весьма типичными.
    Действуя так или примерно так, энергокомпании холдинга за 3 года (2001-2003 гг.) обеспечат сокращение затрат в размере 44,4 млрд руб., что составляет 5% от трехлетнего объема товарной продукции РАО <эЕЭС России> (за вычетом неснижаемых затрат - инвестиций, дивидендов, налогов).
    Все это убеждает, что наша новая тарифная политика может быть и, я уверен, будет реализована без качественных потерь для холдинга, т.е. без снижения инвестиционной активности, дивидендных выплат и капитализации энергокомпаний. При этом в переходный период 2004-2006 гг. им предстоит прожить в условиях, близких к открытому рынку. Именно в таких условиях работают сегодня большинство предприятий других отраслей российской экономики. Но им для того чтобы выяснить (спрогнозировать) будущую цену на свою продукцию и подстроиться под нее, надо проводить весьма дорогостоящие маркетинговые исследования. А нашим энергокомпаниям ценовой <экоридор> сразу на 3 года вперед установит государство. Как уже выше отмечалось, некоторым АО-энерго и станциям придется весьма непросто. Но другого пути нет - всем надо учиться эффективному управлению издержками и бизнес-планированию.
    Что же касается государства, макроэкономики и отраслей-потребителей энергии, то они получают от новой тарифной политики очевидный выигрыш:

• государство снижает расходы на тарифное регулирование, так как метод тарифообразования <эинфляция минус> намного менее трудоемок, чем метод <эзатраты плюс>;
• макроэкономика получает действенный инструмент сдерживания инфляции издержек;
• отрасли-потребители, в особенности энергоемкие (металлургия, нефтехимия и др.), смогут лучше планировать свои издержки и обосновывать бизнес-проекты.
      Вместе с тем нельзя не сказать, что переход к новой тарифной политике для всех его участников - задача столь же трудная и важная, сколь сложная и ответственная.