Электроэнергетика России (в сравнении с советским и зарубежным опытом)

Мечта российских рыночников осуществилась: проведено реформирование одного из крупнейших энергохолдингов мира. В подобном масштабе перевод важнейшего сектора экономики из государственно регулируемого режима в свободное рыночное плавание нигде в мире не осуществлялся.

Точка отсчета

Электроэнергетика России, в отличие от энергокомплексов других стран, не имела системных аварий более полувека (!), что свидетельствует о беспрецедентной стабильности работы всей системы энергоснабжения. Для экстремальных климатических условий России это имеет важнейшее значение. Только один факт столь уникальной надежности подтверждал правильность основных структурных и технологических решений, требовавших недопустимости коренной ломки важнейшей отрасли жизнеобеспечения.

Секрет успеха заключался в том, что учеными и специалистами при создании Единой энергосистемы страны была учтена особенность непрерывного процесса производства и потребления энергии, обеспечен баланс прав и обязанностей за текущую надежность и перспективное развитие отрасли на основе передовых технологий и эффективного оборудования. Это полностью соответствовало универсальному принципу отца кибернетики Норберта Виннера: «Управление не может быть эффективным, если оно не учитывает технологических особенностей управляемой системы» .

Российский энергохолдинг характеризовали: высокий уровень параметров пара и мощность энергоблоков на электростанциях, а также уровень напряжения и мощность трансформаторов в электрических сетях; не имеющий аналогов объем теплофикации в городах; народно-хозяйственная оптимизация инвестиционных программ и режимов работы электростанций; противозатратная (нормативная) система планирования показателей работы. Энергокомплекс был оборудован отечественным оборудованием по всем видам генерирующих мощностей (ТЭС, ГЭС, АЭС), объединен развитой сетевой инфраструктурой на высоком и сверхвысоком напряжении, построенной по наиболее дешевому оптимизационному принципу (табл. 1). Это обеспечивало один из самых низких в мире уровней тарифов на электроэнергию для промышленности и населения (табл. 3).

Чрезвычайно важно, что электроэнергетика СССР устойчиво работала в режиме самофинансирования не только текущей деятельности, но и расширенного воспроизводства без бюджетных вливаний и внешних займов.

Электроэнергетика сегодня

Общая оценка положения в отрасли негативная. Десятилетний провал инвестиционной деятельности привел к тому, что ежегодно выполняется лишь 15–30% заявок на подключение новых потребителей (в одной Московской области, например, не реализовано 4000 МВт). В 2006 году ограничение роста ВВП России из-за недостатка энергомощностей, по оценке президента страны В. В. Путина, составило около 1500 млрд рублей. В ближайшие годы этот показатель не уменьшится, так как при ежегодном росте потребления на 3–4% вводится новых мощностей 1–1,5%.

Руководители регионов и бизнеса не могут понять, почему, имея большую, по сравнению с 1990 годом мощность электростанций, подстанций, ЛЭП (табл. 1), мы столкнулись с острейшим инфраструктурным дефицитом даже в стратегически важнейших регионах: Тюменской, Кемеровской, Свердловской областях, Московском и Ленинградском энергорайонах.

Объяснение возникшего дефицита мощности неравномерностью развития регионов и секторов экономики малоубедительно. Во-первых, изменение структуры энергопотребления происходит не за один год. Во-вторых, высокий темп развития любого региона – это прежде всего показатель его финансовой устойчивости. Значит, руководители других секторов экономики нашли понимание у инвесторов, и только менеджеры энергохолдинга оказались отвергнутыми. В-третьих, никто не отнимал права перераспределения средств между регионами. Однако вплоть до московской аварии 2005 года абонентская плата дефицитных энергокомпаний Мосэнерго и Тюменьэнерго уходила безвозвратно в РАО «ЕЭС России».

Профессор В. В. Платонов в своей монографии «Анализ стратегии развития и проблемы реформирования электроэнергетики России» показывает, что расходы на реформирование отрасли в 2000–2005 годах составили 39,5 млрд долларов и соответствуют затратам на технологию производства, передачи, распределения и сбыта электроэнергии (табл. 2). Такие непроизводственные затраты могли обеспечить инвестиционную потребность страны до 2010 года.

Это еще раз показывает справедливость утверждения лауреата Нобелевской премии Джозефа Стиглица, что «при отсутствии жесткого контроля собственника (государства) менеджмент оптимизирует личную прибыль».

Непрофессионализм управления, затратная сущность преобразований, дезинтеграция региональных энергокомплексов, ликвидация основного научного, проектного, строймонтажного и ремонтного потенциалов привели к беспрецедентной деградации отрасли, чего не было ни в одной стране (табл. 3).

Кроме указанных показателей, налицо катастрофическое снижение надежности: приморский кризис, якутское новогоднее обесточивание, уральская межсистемная авария, московский блэкаут. Повреждение оборудования устраняется недопустимо долго: на Рефтинской и Сургутской ГРЭС – несколько месяцев, на Каширской ГРЭС – пять лет. Такова деградация производственных возможностей в крупнейших энергокомпаниях – Свердловскэнерго, Тюменьэнерго, Мосэнерго. Повреждение оборудования на ТЭЦ Улан-Удэ зимой 2007 года устранялось отправкой персонала, материалов и оборудования самолетами из Москвы! Мобилизационная готовность отрасли к ликвидации узких мест и устранению крупных аварий снизилась кратно. Произошедшее субъективно связано с потерей влияния государства на деятельность холдинга и дочерних энергокомпаний (квалификация и ответственность государственных представителей). При этом объективных условий для этого не было. Последние полвека, включая переломные моменты в истории своих стран, именно государственное управление электроэнергетикой оказало определяющее влияние на выполнение приоритетных национальных программ:

послевоенное развитие энергетики СССР в условиях стартового отсутствия половины энергетического и энергомашиностроительного потенциалов;
обеспечение Францией энергетической независимости, сохранение ранга великой державы после трех войн и потери нефтегазового Алжира;
обеспечение постоянства тарифов за счет системного нормативного регулирования в большинстве штатов (США) и провинциях (Канада);
подъем национальной энергетики в КНР, позволивший довести вводы энергомощностей до беспрецедентного уровня 60–100 ГВт в год;
стабилизирующее воздействие на экономику своих стран эффективных энергокомпаний Норвегии, Чехии, Ирана, Вьетнама, Тайваня, компании EPDC (Япония).

Приведенные данные свидетельствуют, что по всем базовым сравнительным данным электроэнергетика отброшена на десятилетия, потеряв способность к эффективному расширенному воспроизводству.

Многолетний успешный опыт функционирования государственных энергокомплексов показывает, что для фондоемких, наукоемких видов бизнеса, тем более отраслей жизнеобеспечения государственная регулируемая монополия является наиболее эффективной с точки зрения снижения социально-экономических рисков. Представляется, что при реализации инвестиционных программ общегосударственного значения, требующих координации десятков отраслей экономики в среде производства, науки, образования, альтернативы государственному управлению в электроэнергетике нет. Конечно, это не отменяет различных вариантов государственно-частного партнерства и полной передачи на тендерной основе частным компаниям отдельных лицензируемых услуг.

Ход российских преобразований

Инициаторами реформ впервые в мировой практике выступили не собственник (государство), не потребители, а наемные менеджеры, по сути своей временщики. На первом этапе реформ были разделены на отдельные виды бизнеса (генерация, транспорт, распределение и сбыт) наиболее устойчивые по технологическим и хозяйственным связям вертикально интегрированные региональные энергокомпании. Исключений не было даже для стратегически важнейших компаний, обеспечивающих энергетическую безопасность страны (Мосэнерго, Тюменьэнерго, Кузбассэнерго и др.), которые оказались разделенными на пять–десять частей.

По экстерриториальному принципу были созданы оптовые генерирующие компании (ОГК), в которых объединены электростанции, отстоящие друг от друга на тысячи километров и не имеющие ни технологических, ни хозяйственных связей.

Проведенные реформы превратили третий (после США и КНР) энергокомплекс мира в хаотичный конгломерат третьеразрядных компаний. Средняя энергетическая мощность вновь образованных ОГК и ТГК составляет лишь 5668 МВт (максимальная мощность 13624 МВт в ТГК-1). Средняя капитализация генерирующих компаний по максимальному курсу акций за календарный год составила около 4 млрд долларов (от 1,9 до 9,3 млрд долларов США).

Какова финансовая устойчивость таких новообразований, наглядно показало развитие событий на фондовых рынках в последние месяцы. Если стоимость акций европейских компаний снизилась c начала года на 15÷25%, то у российских энергокомпаний она упала в среднем в три раз. Сегодня, например, капитализация крупнейшей компании (ОАО «Мосэнерго») составляет лишь 3,2 млрд долларов США.

Для сравнения, средняя электрическая мощность зарубежных компаний составляет 51 000 МВт, максимальная – 102 000 МВт (EDF) при капитализации 73,4 и 159,0 млрд долларов США соответственно, что ровно на порядок (в 10 раз) больше, чем у российских компаний (табл. 4).

Почему энергетический потенциал, капитализация и общие активы зарубежных компаний столь значительно превосходят российские аналоги не только в странах «Большой семерки», но и в малых странах – Чехии, Финляндии, Португалии, Республике Корея, Республике Китай? Потому, что в этих национальных энергохолдингах не тратили десятки миллиардов долларов на дезинтеграционные реформы, а активно участвовали в общемировом процессе слияний и поглощений, укреплении вертикальной интеграции, образовании энерготопливных компаний и общих электрогазовых инфраструктур. Это привело к консолидации активов; снижению корпоративных затрат; доверию акционеров, потребителей и финансовых институтов; росту финансовой привлекательности и устойчивости. Синергетический эффект такого управления убедительно иллюстрируют двух- и трехзначные цифры капитализации зарубежных энергохолдингов.

Если бы российский электроэнергетический потенциал состоял из компаний, подобных европейским энергохолдингам, то в нем достаточно было бы иметь:

или две компании, подобные EDF;
или три компании, подобные E.ON, Enel;
или пять компаний, подобных RWE, Suez, Iberdrola, Vattenfall.

Такое укрупнение улучшило бы условия обеспечения текущей надежности энергоснабжения и решения вопросов перспективного развития, а также создало бы конкурентные отношения управляющих команд по основным видам деятельности (эксплуатация, техническое обслуживание, инвестиции, инновации, экология). Именно этого нам не хватало последние десять лет. Кроме того, что была проведена дезинтеграция генерирующего потенциала, при реформировании были образованы (путем выделения из энергохолдинга) Федеральная сетевая компания (ФСК) и Системный оператор (СО ЦДУ). При этом в ФСК передана не только межсистемная инфраструктура, но и часть сетей регионального значения. На СО ЦДУ возложены дополнительные функции диспетчерского управления региональными энергокомплексами.

В результате произошло смешение тактических и стратегических функций, пропала объективность обратной связи, образовались имущественные барьеры для диспетчерских команд. Дееспособность отрасли снизилась, управление теплоснабжением потерялось.

В технически сложнейшей отрасли жизнеобеспечения ликвидированы Главное техническое управление и Инспекция по эксплуатации, утеряна функция головных проектных организаций, все научно-технические и проектные институты проданы. Фактически прекращено финансирование новой техники и технологий. Потеряна координирующая роль в развитии смежных отраслей энергомашиностроительного и энергостроительного комплексов. Остаточный принцип финансирования технического обслуживания привел к разрушению отраслевого специализированного ремонта, оперативно устранявшего аварии в любом регионе страны. На финальной части реформ проведена продажа тепловой генерации, а это 70% энергопотенциала, в частную собственность.

При этом из уставов новых энергокомпаний исключена цель – обеспечение надежности, что свело к нулю ответственность за энергоснабжение.

Приоритетом реформ не стало ни обеспечение энергетической безопасности, ни повышение надежности энергоснабжения, ни снижение стоимости электроэнергии в ВНП, что в стране с холодным климатом и гигантскими расстояниями для трубопроводного и железнодорожного транспорта имеет чрезвычайное значение.

Фактически суть реформ свелась к привлечению инвестиций любой ценой, в том числе за счет продажи кратно недооцененных акций энергокомпаний.

Такой подход для государства аналогичен продаже за бесценок всех действующих нефтяных месторождений ради получения средств на разведку будущих, для владельца квартиры – продаже жилой площади ради евроремонта на кухне.

Цена привлекаемых инвестиций

Основных источников привлечения инвестиций три:

1. Продажа акций:
- государственной доли в РАО «ЕЭС России»;
- доли РАО «ЕЭС России» в АО-энерго (опосредованно тоже государственной);
Тарифы на энергию, которые предполагается либерализировать с 2011 года;
Средства федерального бюджета.

Насколько выгодна экономике такая инвестиционная политика? Для ответа на вопрос представляет интерес динамика изменения курса акций энергохолдинга после стабилизации финансового положения в стране (график 1),

Восьмилетняя статистика бесстрастна: политика менеджмента не вызывала доверия у инвесторов. Ежегодный прирост цены акций РАО «ЕЭС России» за период 2001–2008 годов не только кратно ниже, чем у второй отечественной монополии – ОАО «Газпром», но и отставал от усредненного роста индекса Московской межрегиональной валютной биржи (ММВБ).

«Голубая» фишка РАО «ЕЭС России» фактически использовалась для PR-компаний и получения дополнительных доходов менеджерами, имеющими опционы по кратно заниженной цене. Такая опционная программа позволила им заработать 450 млн. долларов (!), но капитализация энергокомпаний оказалась в разы ниже уровня, позволяющего цивилизованно привлекать инвестиции в новое строительство через эмиссию акций.

1. Стоимость акций РАО «ЕЭС России» во время продажи составляла около 1,1 долл./акция. Капитализация энергохолдинга, который контролирует 150,0 млн кВт мощностей, составляет 45,0 млрд долларов, то есть 280 долл./кВт. Это величина на порядок (в 10 раз) меньше, чем капитализация 1 кВт установленной мощности крупнейших европейских компаний (3000 долл./кВт мощности).

2. Стоимость акций генерирующих компаний (объединенных и территориальных) по результатам продаж составила от 400 до 700 долл./кВт. При этом необходимо учесть, что цена продажи делится аналитиками только на электрическую мощность. Однако реформаторы умалчивают, что для территориальных генерирующих компаний (Мосэнерго, Ленэнерго, Омскэнерго, Хабаровскэнерго и т.д.) одновременно продана и тепловая мощность, которая в 3,0-3,5 раза превосходит электрическую генерацию.Фактически с учетом тепловой мощности акции генерирующих компаний стоили 200–400 долл./кВт, что тоже в 10 раз ниже цен на европейском фондовом рынке.

3. Продажа собственности кратно ниже реальной цены не есть выгодная сделка. Это даже не торговля, это наглый грабеж среди белого дня. Может быть, на собранные деньги можно построить второй энергетический потенциал страны? Не зря же инвестиционная программа амбициозно названа «ГОЭЛРО-2». Ничего подобного. По планам энергохолдинга необходимо построить в период 2006–2010 годов не менее 31,0 ГВт новых мощностей. Реально построят не более 15,0 ГВт, ценой потери госсобственности в 70% потенциала отрасли, будет введено лишь 7% общей мощности электростанций. Причина известна: удельная стоимость строительства новых мощностей составляет не 300 долл./кВт (цена продажи акций) и даже не 900 долл./кВт (цена строительства в США), а около 1500 долл./кВт, для угольных же ТЭС более 2000 долл./кВт.

4. Либеральное ценообразование – вторая основная цель реформ после приватизации тепловой генерации. Столь радикальное изменение рыночных отношений продавец – покупатель вводится с 2011 года. Далеко не все страны даже со столетней рыночной историей отказываются от государственного регулирования естественных монополий. Причина проста: цивилизованный рынок должен работать в интересах покупателя. Значит, должны быть 30% резервов для обеспечения избыточного предложения. У нас таких резервов нет, более того, большинство регионов дефицитны по мощности. Значит, на российских либеральных торгах рыночная сила будет у продавца. Положение усугубляется тем, что в этот же период меняются правила оптового рынка (это третья основная цель реформ): электроэнергия будет продаваться по так называемой равновесной цене. За этим безобидным названием скрывается то, что вместо усредненной цены продажа будет осуществляться по максимальной заявочной цене замыкающей электростанции, участвующей в балансе производства электроэнергии. Такая модель рынка обеспечивает минимальную рентабельность только самому дорогому продавцу. Все остальные продавцы получают незаработанную сверхприбыль. Экспертные оценки показывают, что в связи с кратным различием себестоимости отдельных поставщиков превышение тарифов на энергию при реализации новой модели составит 2,5–3 раза.

Российские потребители будут переплачивать за электроэнергию около 600 млрд рублей ежегодно. При этом 90% этих средств из кармана остального российского бизнеса пойдет не на инвестиции, а в сверхдоход новых собственников генерирующих компаний. Стоит ли рисковать экономикой всей страны, чтобы построить лишь несколько электростанций?

5. Средства федерального бюджета. Реформаторы многократно подчеркивали, что они получают для развития частные инвестиции, не обременяя федеральный бюджет. Так ли это и почему бюджетные средства нельзя вкладывать в электроэнергетику? При продаже собственно акций РАО «ЕЭС России» и пакета акций государственного энергохолдинга в дочерних компаниях фактически продаются акции государства. Однако вместо того, чтобы полученные средства перечислить в бюджет, они фактически через инвестиции прямо передаются частным акционерам.

Поэтому более правильно считать эти средства бюджетными, а их вложения в ОГК и ТГК не что иное, как доля государства в этих компаниях. Почему же было прямо не профинансировать из бюджета новое строительство в электроэнергетике, тем более что акции энергетических компаний продавались по демпинговым ценам?

Вложение бюджетных средств в инфраструктуру – общепринятая статья расходов любого государства. По мнению экспертов, это наиболее быстро окупаемые расходы, так как они создают условия для развития всех видов бизнеса. На графике 2 показана эффективность государственных инвестиций.

По оценкам экспертов, каждый рубль госвложений в развитие промышленной инфраструктуры дает через несколько лет 3-4 рубля дополнительных налогов, не считая новых рабочих мест и доходов граждан. Убытки, которые несет страна при дефиците мощности, чрезвычайно велики. В 2006–2007 годах снижение ВВП из-за дефицита мощности для новых потребителей оценивается в 1500 млрд рублей ежегодно.

Снижение ВВП за пятилетку 2006–2010 годов (программа ввода 31,0 ГВт новых мощностей будет сорвана) составит в 5 раз большую сумму. Это реальный «вклад» десятилетнего управления топ-менеджерами РАО «РАО ЕЭС России» в экономику страны, за который они получили сотни миллионов долларов.

При огромном дефиците средств в РАО «ЕЭС России» фактически нет механизма контроля целевого использования инвестиционных средств. Тендеры на новое строительство сегодня фиксируют лишь стоимость энергопроекта перед началом работ. При этом после завершения строймонтажных работ выявляется, что их стоимость возросла на 30÷70%. Никаких финансовых санкций к проектировщику и подрядчику энергокомпанией как заказчиком не применяется. Анализируя деятельность энергохолдинга за 1998–2005 годы, профессор В. В. Платонов выявил «потерю» 39 млрд долларов для вложений в генерацию. Этих средств с избытком бы хватило для ликвидации дефицита мощности в Тюмени, Москве и других регионах.

Зарубежный инвестиционный опыт

Западными энергокомпаниями используется ряд инвестиционных механизмов: – конечно, основным источником финансирования остаются тарифы на электроэнергию. Однако рынок электроэнергии в большинстве стран как для схемы госрегулирования, так и для рыночного ценообразования, как правило, работает по схеме усреднения цены. В последние годы наиболее эффективной является модель «Единый покупатель», которая решает инвестиционные задачи без ущерба для конкурентности национальных потребителей;

ни один собственник энергокомпаний никогда не пойдет сегодня на продажу контрольного пакета акций по демпинговым ценам ради обещания нового собственника форсировать инвестиционную деятельность завтра.В КНР используется совместное финансирование государством и частными компаниями энергетического строительства, когда на тендере частные компании (включая иностранные) конкурируют по стоимости и сроку окупаемости. При этом доля государства определяется вложениями, компенсирующими затраты от фактического до принятого в тендере срока окупаемости (не более восьми лет). Это почти аналог нашего «механизма гарантирования инвестиций», который до сих пор не реализован ни на одном проекте. Успехи государственного и государственно-частного энергостроительства в КНР общеизвестны: ввод мощностей достиг 100 ГВт/год (!);
финансирование нового энергетического строительства за счет эмиссии акций используется, когда их рыночная цена в пересчете на кВт мощности близка к реальной стоимости нового строительства или выше нее. Эмиссия акций при рыночной цене на порядок ниже удельной стоимости нового строительства – это или криминал, или передел собственности;
широкое распространение получили все формы проектного финансирования. Это отделяет экономику основного бизнеса инвестора от ответственности за окупаемость новых энергообъектов. Такой подход предотвращает проектирование и строительство дорогих электростанций, что сразу исключает российский «откат»;
распространение для независимых инвесторов получил метод IPP (строю, владею, эксплуатирую), который основан на гарантиях покупателя (региональной энергокомпании) по объему и цене покупаемой электроэнергии всего периода окупаемости объектов. По данному механизму за десять лет построено более 100 ГВт новых энергомощностей. Это почти 50 годовых программ РАО «ЕЭС России»;
совершенно особый подход начиная с 90-х годов был осуществлен в США. Новым потребителям в дефицитных штатах предложили вместо платы за присоединение провести финансирование работ по энергосбережению в энергоемких секторах экономики. При этом объем сэкономленной мощности (энергии) давал им право на его использование в своих новых энергоиспользующих установках. Метод, который назвали строительством «электростанций энергосбережения», позволил в короткое время ввести в строй 32,0 ГВт «новых» энергомощностей по цене 300–500 долл./кВт! Это вся пятилетняя программа РАО «ЕЭС России»;
особое внимание в европейских странах уделено стимулированию строительства новых электростанций для комбинированного производства электроэнергии и тепла (когенерационные мини-ТЭЦ). Законодательством ряда стран установлено, что мощность и энергия этих энергоисточников, так же, как и возобновляемых источников электроэнергии, должна обязательно приниматься в электрическую сеть и покупаться региональными энергокомпаниями. У нас же, даже в Москве, за последние десять лет снизился отпуск тепла на ТЭЦ и возрос в котельных;
в отдельных странах тарифные инвестиции в электроэнергетику не облагаются налогом. У нас такое решение есть только по «Росэнергоатому». Широкое распределение получила практика отложенного налогообложения на период строительства. Взимание налогов начинается только после пуска энергообъекта в эксплуатацию. Имея многие годы половину правительства страны в составе директоров энергохолдинга, менеджеры не решили этот вопрос;
понимая, что имеющийся уровень техники и технологий не соответствует требованиям надежности и эффективности в условиях объективного роста цен на топливо и металл, ведущие энергокомпании увеличили объем финансирования НИОКР до 2,0% от уровня затрат. Новые технологии и оборудование позволили увеличить прибыль, направив ее на инвестиции. В РАО «ЕЭС России» при затратах на НИОКР 0,1% этот источник отсутствует.

***

Реформаторы фактически предлагают нам финансировать развитие российской электроэнергетики:

во-первых, за счет получения разового источника средств от продажи по демпинговым ценам основы отрасли – тепловой генерации (150 ГВт). Финансовые потери составляют сотни миллиардов рублей при потере государственного контроля над основной частью производства электроэнергии;

во-вторых, новый собственник генерации получает право на продажу мощности введенных энергоблоков по сверхприбыльным тарифам на весь период их окупаемости. При этом срок окупаемости новых энергетических мощностей, равный десяти годам, в 2-3 раза короче принятых сроков окупаемости для энергетических объектов большинства зарубежных стран, что дополнительно увеличивает стоимость электроэнергии;

в-третьих, при переходе к либеральному рынку по модели «равновесная цена» из-за запредельного подъема тарифов на электроэнергию неизбежна стагнация экономики вследствие потери конкурентных преимуществ энергоемкого национального бизнеса, который является основным налогоплательщиком. Это накладывает ограничения на расширенное воспроизводство для развития электроэнергетики из-за снижения налоговой базы.

***

Министру энергетики России и правительству придется решать сложные последствия реформ в тяжелых условиях:

профессионализм управленческих команд в энергокомпаниях резко снижен, что недопустимо для отрасли жизнеобеспечения;
ответственность за энергоснабжение из-за приоритета прибыли и ликвидации базовых лицензий в генерации отсутствует и не подкреплена правовыми нормами;
дефицитность большинства регионов европейской части страны, Урала, Тюмени, необходимые резервы мощности в которых отсутствуют;
снижение ВВП из-за невозможности подключить потребителей нового бизнеса, составляет 1500 млрд руб./год с тенденцией постоянного роста;
ограничение мощности электростанций по технологическим причинам выросло в 1,5 раза и сегодня составляет около 30 ГВт;
потери электроэнергии в сетях выросли на треть и дошли до уровня послевоенного 1946 года (15%);
потерян наполовину потенциал ведущих проектных и научных институтов;
ликвидировано большинство специализированных ремонтных предприятий;
возможности строймонтажных организаций составляют треть от необходимого. В результате под угрозой срыва не только инвестиционная программа, но и возможность проведения аварийных работ. Энергоблок на Каширской ГРЭС «восстанавливается» уже пятый год. Энергоблок на Сургутской ГРЭС-2 находился в аварийном ремонте полгода. А ведь это стратегически важнейшие, дефицитные регионы страны (Московский, Тюменский).

Заключение

Российский опыт преобразования электроэнергетики уникален:

по отсутствию экономических обоснований;
по игнорированию достойной цели – народно-хозяйственной эффективности;
по отрицанию приоритета надежности и национальных особенностей. Объявленная менеджерами цель реформ фактически упрощена до профанации – «инвестиции любой ценой». Это управленческий абсурд, не имеющий аналогов.

Финансировать развитие электроэнергетики предполагается за счет разовой продажи по демпинговым ценам основы основ отрасли – тепловой генерации, а затем за счет либерализации цен на электроэнергию. Последствия очевидны: неизбежный рост тарифов, подрывающий конкурентоспособность энергоемких экспортно ориентированных отраслей с колоссальным ущербом для экономики; потеря государственного контроля над производством электроэнергии; утрата ответственности за стабильность поставок электроэнергии. Фактически под флагом реформ одной отрасли – электроэнергетики в стране разрушена вся система энергоснабжения. Это на длительную перспективу делает беспомощным правительство и беззащитным национального потребителя.

Что необходимо предпринять для перевода дезинтегрированной затратной отрасли на эффективные рельсы с прогнозируемым расписанием движения?

Во-первых, необходимо обеспечить корпоративную правовую основу приоритета надежности. Изменить уставы всех вновь образованных компаний, назвав основной целью общества не прибыль, а обеспечение надежного энергоснабжения потребителей. При этом ответственность за частоту, напряжение и качество централизованного электроснабжения должна обеспечиваться для всех подключенных потребителей. Принять решение о лицензировании важнейших видов деятельности в электроэнергетике, в первую очередь для генерирующих компаний.

Во-вторых, обеспечить профессионализм управления федеральным и региональным энергокомплексами. Внедрить единую систему контрактов, обеспечивающую карьерный рост только для успешных менеджеров-профессионалов, а оценку менеджеров проводить по обеспечению текущей надежности, подготовке к работе в зимних условиях и перспективному развитию в темпе подъема экономики.

В-третьих, создать государственную систему обеспечения надежности энергоснабжения за счет принятия стандартов надежности, законодательной и нормативной базы их обеспечения, инженерной экспертизы организационных, экономических и технических решений в отрасли с постоянным мониторингом последствий проводимых преобразований. Проанализировать последний мировой опыт создания в последние годы подобных систем в США, Европе (комитеты по надежности энергосистем, директивы о приоритете надежности) на основе анализа причин и последствий крупнейших энергетических аварий.

В-четвертых, сохранить государственное регулирование тарифов на электроэнергию. Дополнить его противозатратным механизмом эталонного сравнения затрат, успешно внедренным по всем видам бизнеса во многих европейских компаниях, и восстановить эффективную систему оптимизации топливоиспользования.

В-пятых, для обеспечения инвестиционной привлекательности финансовой устойчивости и управляемости российского энергетического комплекса провести кратную консолидацию активов до уровня производственной мощности крупнейших западных компаний. Заменить безответственный экстерриториальный принцип формирования генерирующих компаний на ответственность вертикально интегрированных холдингов на базе межрегиональных Объединенных энергосистем. Средняя мощность российских ОГК и ТГК составляет лишь 5,7 ГВт. Для сравнения, средняя мощность десяти ведущих европейских компаний на порядок больше – 51,7 ГВт.

Наиболее подготовлен вариант создания семи энергокомпаний на базе Объединенных энергосистем и Объединенных диспетчерских управлений (табл. 5).

В перспективе возможен вариант двух еще более мощных энергокомпаний:

Европейской компании мощностью 113,3 ГВт (Центр, Средняя Волга, Северо- Запад, Юг);
Объединенной восточной энергокомпании мощностью 108,9 ГВт (Урал, Сибирь, Восток). Для сравнения, мощность EDF (Франция) – 102,0 ГВт.

В-шестых, внедрить модель оптового рынка электроэнергии «Единый покупатель», которая позволяет усреднять тарифы на электроэнергию, использовать межсистемную оптимизацию режимов работы, что стабилизирует цены и обеспечивает возврат средств инвесторам.

В-седьмых, разработать и реализовать комплекс мер по научно-техническому развитию отрасли и увеличению потенциала строймонтажного, ремонтного комплексов и взаимосвязанных отраслей, прежде всего в ТЭКе и энергомашиностроении.

***

Конечно, перечисленные направления необходимо детализировать и разработать сбалансированные программы их реализации. В структуре отрасли необходим мозговой центр, который, не отвлекаясь на текущие проблемы, возглавит эту крайне необходимую работу и проведет ее в минимальные сроки. В отрасли требуется создание дееспособных структур, возглавляемых профессионалами с успешным опытом предыдущей работы для осуществления перехода к эффективному, управляемому российскому энергокомплексу XXI века.

В США над аналогичной программой работали 60 научных коллективов в течение трех лет. У нас на эту работу нет таких сил, но нет и такого времени. Сегодня не рано, а завтра будет поздно.

Заслуженный энергетик России, д.т.н., профессор В. В. Кудрявый.

***

Данная статья входит в в издание «Риски и угрозы российской электроэнергетики. Пути преодоления». Автор предоставил холдингу RusCable.Ru эксклюзивное право на публикацию своей книги для широкого круга специалистов в открытом доступе.

Читать первую статью «Системное разрушение системы»