Журнал "Энергорынок" # 5 за 2006 год

    Реформа электроэнергетики - далеко не российское ноу-хау. С начала 1990-х гг. аналогичные процессы идут во многих странах мира. Как правило, общий вектор этих реформ состоит в следующем.
    Вертикально интегрированные и территориально-замкнутые компании (ВИК) разделяются на естественно-монопольный и конкурентный сектора. К первой группе относятся магистральные сети и диспетчерский комплекс - те активы, переход которых под частный контроль был бы равносилен, как говорится, "сдаче в аренду метра государственной границы". Сюда же, в силу своей специфики, относится и атомная генерация. Во вторую группу входят генерация и сбыт электроэнергии - сферы, в которых при рыночной экономике конкуренция не только полезна, но и необходима.
    Следуя этой логике, требуется создать условия для параллельного развития монопольного и конкурентного секторов. Для конкурентного сектора это предполагает внешне несложную систему координат: "нулевая точка" - старт реформы, "ось ординат" отражает процесс перехода из государственной в частную собственность, "ось абсцисс" - переход от госрегулирования к конкурентному рынку. Иными словами, в конкурентной сфере энергетики создаются новые генерирующие и сбытовые компании, конкурирующие между собой на либерализованных оптовых и розничных энергорынках. Их конкуренция регулируется государством через тарифы на монопольные услуги по передаче электроэнергии и диспетчеризации.
    Вкратце именно в этом и состоит суть многостраничного документа под названием "Концепция стратегии ОАО "РАО "ЕЭС России"" на 2003-2008 гг." (программа "5+5").
    По нашим оценкам, на начало 2006 г. энергореформа по основным направлениям завершена на 70- 90%.
    В 2006 г. полностью завершится разделение вертикально-интегрированных компаний, отделение генерации от сетей. По состоянию на конец апреля текущего года полностью разделены 51 из 73 АО-энерго: на их базе созданы и зарегистрированы новые компании, выделенные по видам деятельности. В 2007 г. будет завершена консолидация монопольных секторов - магистральных сетей и диспетчерской вертикали - соответственно, под эгидой подконтрольных государству ОАО "Федеральная сетевая компания" (ФСК) и Системного оператора" (СО). В те же сроки планируется завершить создание системы рынков электроэнергии, мощности и системных услуг.
    Наконец, в том же 2007 г. завершится ключевой процесс реформы: формирование оптовых и территориальных генерирующих компаний (ОГК и ТГК) - ключевых игроков создаваемого рынка электроэнергии. Всего будет создано 7 ОГК (из них 6 - теплогенерирующих, одна - гидрогенерирующая) и 14 ТГК. К концу апреля 2006 г. уже созданы все семь ОГК и 13 из 14 ТГК, акции трех из этих компаний уже обращаются на российских фондовых рынках.
    Следующим шагом, причем не по завершении энергореформы, а в ходе ее финального этапа станет постепенный переход ТГК и тепловых ОГК под контроль частных собственников.
    Год назад, 25 мая 2005 г., в московской энергосистеме произошла масштабная авария. Началась она с возгорания измерительного трансформатора тока 110 кВ на московской подстанции "Чагино" - ЧП по меркам энергетики вполне заурядное. Однако в силу стечения целого ряда обстоятельств за аварией на ПС "Чагино" последовали перегрузки и отключения сразу нескольких ЛЭП и отключения ряда электростанций. В совокупности все это привело к массовым отключениям потребителей в московской, тульской и калужской энергосистемах. После того как в течение суток энергетикам удалось полностью восстановить энергоснабжение, наступило время для анализа ситуации.
    Что вскрылось в первую очередь? В общем-то то, о чем мы предупреждали уже несколько лет - предельный износ оборудования в электроэнергетике из-за масштабного недофинансирования отрасли. Злосчастный трансформатор в "Чагино" был изготовлен в 1958 г. Таких измерительных трансформаторов тока, подчеркну - не относящихся к основному оборудованию, со сроком эксплуатации более 40 лет - только в Чагино насчитывается 180, а на всех подстанциях РАО "ЕЭС" - около 15 тыс. ед. Для полной замены только этого наименования оборудования необходимо около 5,5 млрд руб. - более 11% плановой стоимости ремонта основных фондов электростанций РАО на 2005 г.! Такие средства из текущего тарифа выделить физически невозможно.
    Второй, более глубокий уровень анализа, заключался в выработке комплекса мер, позволяющих не допустить повторения подобных ЧП в будущем и существенно усилить системную надежность. Помимо принятия специальной программы повышения надежности работы Единой энергетической системы холдинга, а также целого комплекса специальных технических мер, возникла необходимость переоценки ситуации в электроэнергетике в целом. Связано это было в первую очередь с резким приростом потребления электроэнергии, который не ожидали ни энергетики, ни Правительство страны. Реальные темпы роста электропотребления в 2003-2005 гг. превысили прогнозы правительственной Энергостратегии на 50%. А на региональном уровне просчет измерялся порой уже не в процентах - в разах (так, в тюменской энергосистеме фактическое потребление "зашкалило" за прогнозы почти в пять раз!).
    Дальнейшие расчеты показали: бурный рост электропотребления на фоне исчерпания резервов мощностей, износа и выбытия оборудования чреват не только повторением аварий, но и дефицитом мощности и энергии, прежде всего, в наиболее динамично развивающихся регионах, а затем и в целом по стране.
    В реальности такого сценария пришлось убедиться уже через несколько месяцев - зимой 2005-2006 гг., самой холодной в России за последние 60 лет. Дополнительный прирост электропотребления, вызванный морозами, привел к резкому росту нагрузок на энергосистемы. На это наложились ограничения поставок газа из-за возникшего дефицита у наших смежников-газовиков. Избежать масштабных аварий удалось, в первую очередь благодаря профессионализму наших менеджерских команд и персонала и конструктивному взаимодействию с местными властями, особенно в тех регионах, где энергетики, руководствуясь федеральным законодательством, применили крайние и непопулярные меры - вынужденные временные ограничения потребителей.
    Некоторые наши оппоненты, традиционно крепкие задним умом, утверждают, будто компания РАО "ЕЭС" оказалась совершенно не готова к подобному сценарию. Мягко говоря, они лукавят. Убедиться в этом нетрудно.
    Еще в самом начале реформы руководство РАО обнародовало прогнозный баланс электрической мощности на ближайшие годы. На графике были представлены две пересекающиеся кривые: спрос потребителей на мощность и динамика нынешних мощностей (с учетом выбытия и ввода новых). Эти кривые пересекались приблизительно в 2008 г., благодаря чему острые на язык журналисты нарекли график "крестом Чубайса". Именно этой опасностью мы и обосновывали саму необходимость реформы энергетики!
    Наш просчет, пожалуй, заключался лишь в недооценке тяжести этого "креста". Мы вовремя не увидели двух факторов, о которых сказано выше: истинного потенциала роста электропотребления по стране в целом и в региональном разрезе. Минувшей зимой в энергосистемах 14 регионов страны - Московского, Ленинградского, Тюменского, Кубанского, Вологодского, Белгородского, Хакасского, Тывинского, Карельского, Дагестанского, Калужского, Калининградского, Астраханского и Ингушского - был превышен исторический максимум потребления электроэнергии. Есть все основания полагать, что в ближайшие два-три года данная тенденция проявится и в других регионах России. Объяснение простое - в стране идет экономический рост, и растет спрос на электроэнергию.
    Эта ситуация требует неотложного решения задачи, которая и была целью реформы.
    Как и положено сложной задаче, ее условие звучит весьма просто: российской электроэнергетике безотлагательно необходимы масштабные долгосрочные инвестиции.
    Существует и вторая часть задачи, которая сформулирована руководством РАО относительно недавно: Тактика энергореформы требует пересмотра - масштабное привлечение инвестиций необходимо не после завершения реформы, а в ходе ее завершающего этапа.
    Выражение "инвестиционный этап реформы" закрепилось в корпоративном лексиконе РАО "ЕЭС России" сравнительно недавно. Впрочем, его новизна обманчива по одной простой причине.
    Привлечение инвестиций всегда было главной практической целью реформы. По сути, нам предстоит заново построить важнейшую отрасль экономики, которая будет работать в принципиально новых условиях и по абсолютно новым правилам. Задачи такого масштаба в рыночной экономике не могут быть решены бесплатно - прецедентов не знают ни история, ни экономическая наука.
    Именно поэтому РАО "ЕЭС" уже несколько лет подряд на всех уровнях заявляет: электроэнергетике необходимы масштабные инвестиции. Последовательность в проведении реформы создает все необходимые предпосылки для привлечения частных инвесторов в ее конкурентные сектора. В то же время замораживание или торможение реформы административным путем вынудит государство масштабным инвестициям из бюджета. Однако масштаб этой потребности с учетом отраслевой специфики энергетики попросту разрушит бюджетную политику вместе с макроэкономической стабильностью.
    То есть альтернативы масштабным инвестициям в электроэнергетику не существует - независимо ни от темпов реформы, ни от отношения к реформе со стороны общества и органов власти.
    А из этого вывода следует еще один: энергетике необходим масштабный прирост как частных, так и государственных инвестиций.
    Это же понимание целиком соответствует вышеописанной сути реформы электроэнергетики - разделению отрасли на монопольный и конкурентный сектора. Бюджетные инвестиции необходимо направлять в сетевое и диспетчерское хозяйство, в гидрогенерацию, также подконтрольную государству, и в атомную энергетику. А в тепловую генерацию, на которую приходится 2/3 всей выработки электроэнергии в России, - только частные инвестиции. Снимая с государства колоссальную долю инвестиционной нагрузки в тепловую генерацию, мы вправе ожидать от бюджета существенного роста инвестиций в монопольные сектора отрасли. Как уже доказано выше на частном примере прошлогодней аварии, - это не просто ожидание, а неотложная потребность. Без радикального обновления фондов в сетевом и диспетчерском хозяйстве угроза сетевых аварий в ЕЭС России не только сохранится, но и возрастет.
    Стоит ли объяснять, что без надежной инфраструктуры рынок электроэнергии вместе со всеми его участниками станет "колоссом на глиняных ногах"? Надо ли доказывать, что без инвестиций в сети и диспетчеризацию электроэнергетика не сможет обеспечивать экономический рост страны?
    Это риторические вопросы. Более прикладной характер имеет вопрос цены, которую необходимо заплатить за надежность и развитие. По нашим расчетам, сформулированным Правительству, в ближайшие три года потребность в финансировании сетей, диспетчерского хозяйства, гидрогенерации составляет около 206 млрд руб. Примерно столько же - около 220 млрд руб. - необходимы в течение трех лет для компенсации перекрестного субсидирования - заниженных тарифов для населения и соответственно завышенных для промышленности. Таким образом, ежегодный объем государственных инвестиций в ближайшие три года оценивается примерно в 5 млрд долл. Сегодня у государства есть реальная возможность существенно повысить надежность системообразующих секторов энергетики - сетей, диспетчерской компоненты и гидрогенерации. За счет этих же средств государство решит и другую задачу, определенную федеральным законодательством о развитии сектора: обеспечит контроль в сетях и диспетчерском хозяйстве (75% + 1 акция) и в гидрогенерации (50% + 1 акция).
    Что касается частных инвестиций в конкурентный сектор - тепловую энергетику, то их требуется вдвое больше - около 10 млрд долл. ежегодно. Отсюда следует, что суммарная потребность РАО "ЕЭС" в инвестициях составляет примерно 15 млрд долл. в год.
    Нынешние объемы составляют около 5 млрд долл. в год. Как видим, перед нами стоит задача утроения инвестиций, причем уже в ближайшие два-три года.
    Мы уверены: это задача сверхсложная, но решаемая.
    Стоит подробнее остановиться на основных механизмах по привлечению частных инвестиций. В нашем случае их четыре:

• дополнительные эмиссии акций ОГК и ТГК с последующим их размещением среди частных российских и зарубежных инвесторов;
• механизм гарантирования инвестиций;
• прямые частные инвестиции в локальные проекты;
• проектное финансирование.
      Из этих четырех механизмов самым главным является первый. Его применение продиктовано всей логикой реформирования. Через привлечение инвестиций в строительство новых тепловых станций частные инвесторы увеличат свои доли в ОГК и ТГК исоответственно, пропорционально уменьшатся пакеты РАО "ЕЭС России" и государства. Чтобы решить эту задачу, мы говорим потенциальным инвесторам: "господа, у Вас есть возможность приобрести пакет акций в ходе допэмиссии в такой-то ОГК. При этом Ваши деньги будут инвестированы в конкретный инвестпроект. Размер Ваших инвестиций будет соответствовать размеру пакета: больше денег вложите - больше акций получите.
      Какова цена этих акций и чем она определяется? Ответ один: только рынком. Именно для этого, перед тем как проводить допэмиссию и размещение акций, ценные бумаги ОГК и ТГК выводятся на российские фондовые биржи. Таким образом, мы задаем ценовой ориентир для будущего инвестора накануне размещения.
      Более сложен для популярного изложения механизм гарантирования инвестиций (МГИ). Он применим в первую очередь в тех регионах, куда инвестор исходя из рыночной логики, в условиях нынешней системы тарифообразования не придет. В то же время, из-за растущего спроса на электроэнергию необходимость строительства новых тепловых станций очевидна. Значит, нужно создать условия, гарантирующие рентабельность вложенных инвестиций. В настоящее время на основании постановления Правительства от декабря прошлого года мы готовим совместно с министерствами и ведомствами необходимые документы для запуска уже в конце 2006 - начале 2007 гг. тендерных процедур по строительству новых электростанций общей мощностью 5 тыс. МВт по этому механизму.
      Мы также рассчитываем на прямые частные инвестиции в первую очередь российских инвесторов в конкретные локальные проекты. В настоящее время по двум таким проектам уже ведется содержательное обсуждение с частными инвесторами.
      Наконец, четвертый механизм - проектное финансирование с привлечением долгосрочных инвестиционных кредитов под конкретные проекты. Возможность реализации этого механизма появилась, после того как в энергетике были созданы оптовые и территориальные генерирующие компании и кредитные организации убедились в их финансовой состоятельности. Основой для нее стал финансовый порядок, наведенный в отрасли в 1998-2001 гг.
      Мы уже сейчас видим серьезный интерес инвесторов, как российских, так и зарубежных, к предлагаемым проектам нового строительства. Это крайне важный фактор, свидетельствующий о том, что не только внутри отрасли проведены необходимые преобразования для привлечения инвестиций, но и внешняя среда проявляет к ним интерес.
      Итогом применения всех перечисленных инвестиционных механизмов должно стать финансирование строительства в ближайшие годы новых генерирующих мощностей общим объемом свыше 20 тыс. МВт. Именно такая цифра содержится в недавно подписанном приказе по РАО "ЕЭС", определившем конкретный перечень первоочередных площадок для строительства в наиболее динамично развивающихся регионах страны. Сам по себе такой объем нового строительства при том, что сегодня мы вводим 1000, максимум 1800 МВт в год, является сложнейшей задачей. Прибавьте к этому необходимые корпоративные процедуры, организацию тендеров на участие в инвестпроектах, переговоры с российскими и зарубежными инвесторами, проведение дополнительных эмиссий акций в соответствии с международными требованиями, переговоры и закупку нового оборудования и т. д. и т. п. Но с учетом менеджерского потенциала, накопленного в российской энергетике, я считаю, что эта задача выполнима. По сути, ради этого задумывалась и проводится реформа электроэнергетики - привлечение инвестиций в отрасль и на их основе разворачивание масштабного строительства.
      Некоторые выводы:
      1. Экономический рост в любой стране мира неизбежно сопровождается ростом спроса на электроэнергию. Одним из самых ярких примеров в этом отношении является Китай, демонстрирующий средний рост энергопотребления 10-12% при ежегодном росте ВВП 9-11%. В 2006-2010 гг. китайские власти намерены потратить на развитие энергосистемы около 124 млрд долл. - в двое больше, чем за предыдущие пять лет. И это при том, что в 2004-2005 гг. уже было введено 55 тыс. МВт - в 50 раз больше, чем в России. В США в период с 1990 по 2005 г. введено около 20 тыс. МВт - в четыре раза больше, чем за тот же период в России.
      2. Недофинансирование электроэнергетики, по сути кровеносной системы страны, не только повышает риск техногенных аварий, но что самое главное - становится тормозом экономического роста, создает инфраструктурные ограничения для развития целых регионов.
      3. Приход частных инвесторов в электроэнергетику становится возможным благодаря наведенному в отрасли порядку, повышению ее прозрачности, ну а самое главное - благодаря проведенным преобразованиям. Без них всю нагрузку по инвестированию отрасли пришлось бы нести государству.
      4. Государство, сохраняя контроль над сетями, диспетчеризацией и гидрогенерацией, должно соответственно обеспечивать их финансирование на уровне, необходимом для надежного функционирования.
      В заключение добавлю, что в ближайшее время мы ожидаем принятия Правительством Российской Федерации целого ряда принципиальных решений, которые дадут старт инвестиционному процессу в электроэнергетической отрасли.