Риски и угрозы российской электроэнергетики. Пути преодоления

Введение

Электроэнергетика по энциклопедическим канонам – большая управляемая система. К таким системам относятся сложные технологические и биологические комплексы, особенностью которых является совокупность взаимосвязанных и взаимозависимых подсистем, объединенных общей целью функционирования.

Предложенное понятие введено в кибернетике не с целью классификации, а чтобы выделить способ рассмотрения систем большого масштаба с учетом всего комплекса протекающих в них явлений. Фрагментарное изучение отдельных узлов и подсистем большой управляемой системы, так же как и поочередное изучение отдельных черт и явлений, или их упрощенное рассмотрение оказываются бесплодными, а рекомендации разрушительными по своим последствиям.

С целью изучения и совершенствования больших управляемых систем используются только такие методы, которые не игнорируют наличия тесной взаимосвязи между большим количеством факторов, определяющих поведение рассматриваемой системы. При этом структура таких систем сохраняется в виде иерархической системы, что позволяет использовать преимущества централизованных и децентрализованных систем и в значительной мере освободиться от их недостатков. Управление большими управляемыми системами должно основываться на совместном участии в его процессе людей и технических средств. При этом выполнение централизованных операций, как правило, возлагается на ЭВМ, а принятие решений на основе неформальных методов – на руководителей.

В представленной работе автором показана взаимосвязь процессов в электроэнергетике для основных подсистем (региональные энергокомплексы) и важнейших структур (ОАО «Россети», ОАО «СО ЕЭС», генерирующие компании, ОАО «АТС» и НП «Совет рынка»). Именно это не было учтено при реформировании отрасли, что является основной причиной негативных последствий проведенных преобразований.

Содержание

1.0. Общая оценка реформ
2.0. Факторы негативных последствий
2.1. Дезинтеграция энергосистем
2.2. Системные риски отрасли
2.3. Потеря дееспособности региональных энергокомплексов
2.4. Финансовые потери в регионах
2.5. Снижение статуса поставщика электроэнергии
2.6. Трудности диспетчерского управления
2.7. Сложности региональных электросетевых комплексов
2.8. Риски технического обслуживания
2.9. Изменения на розничных рынках
2.10. Оптовый рынок электроэнергии
2.11. «Последняя миля»
2.12. Перекрестное субсидирование
2.13. Факторы удорожания тарифов
2.13.1. Стоимость строительства сетей
2.13.2. Стоимость строительства электростанций
2.13.3. Стоимость финансовых средств
3.0. Варианты решений проблем
3.1. Финансирование расширенного воспроизводства
3.2. Влияние инвестиций на инфляцию
3.3. Основные условия окупаемости энергообъектов
3.4. Целесообразные механизмы инвестирования
3.4.1. Финансовая ответственность заявителя
3.4.2. Простое и расширенное воспроизводство
3.5.0 Потери и риски в российской электроэнергетике
3.5.1.0 Финансовые риски
3.5.1.1. Модель оптового рынка
3.5.1.2. Система финансирования инвестиционной деятельности
3.5.1.3. Увеличение доли сетевой составляющей
3.5.2. Высокая стоимость строительства энергообъектов
3.6.0 Технологические риски
3.6.1. Технологический риск в основе отрасли
3.6.2. Усложнение эксплуатации и режимного управления
4.0. Двоевластие на рынке электроэнергии
4.1. Коммерческое управление
4.2. Технологическое управление
5.0. Ответственность на рынке электроэнергии и мощности
5.1. Ответственность в коммерческом регулировании
5.2. Ответственность в технологическом регулировании
6.0. Зарубежный опыт снижения стоимости строительства
6.1. Долгосрочное кредитование
6.2. Софинансирование государством
6.3. Детальное нормирование затрат
6.4. Планирование снижения удельной себестоимости
6.5. Применение типовых проектов
6.6. Возможность использования мирового опыта в России
6.7. Послереформенная структура электроэнергетики КНР
6.8. Меры правительства КНР по развитию и дееспособности структуры отрасли
6.9. Противозатратные меры в энергетике КНР
6.10. Дополнительные факторы влияния на затраты
7.0. Заключение
7.1. Снижение затрат на действующих энергообъектах
7.2. Снижение стоимости строительства
7.3. Переход на модель «Единственный покупатель»
7.4. Введение нормирования предельной рентабельности
7.5. Кадровая политика

Приложение: Материалы презентации доклада сотрудников Института систем энергетики им. Л. А. Мелентьева СО РАН (авторы Н. И. Воропай, Л. С. Беляев, И. С. Большаков, С. В. Подковальников)

Технологические риски и финансовые потери в электроэнергетике и у потребителей

1.0. Общая оценка реформ

Десятилетний период реформирования электроэнергетики и последующая пятилетка либерального опыта позволяют обобщить мнение экспертного сообщества.

Основные цели реформ не достигнуты ни по надежности, ни по эффективности, ни по инвестиционной привлекательности, ни по снижению затрат и тарифов.

Более того, сегодня все в большей мере проявляются негативные последствия реализованных преобразований для дееспособности отраслевой структуры управления, эффективности рынка электроэнергии, равноправных отношений с потребителями, вызванных:

• снижением компетентности штаба отрасли – Минэнерго РФ;
• отсутствием ответственности СО ЕЭС за финансовую и топливную эффективность;
• потерей административного ресурса у инфраструктурной основы – электросетевого распределительного комплекса в регионах;
• внедрением модели продаж электроэнергии по равновесной цене спотового рынка, превратившей ОРЭМ в рынок продавца;
• уничтожением чрезвычайно важного понятия «энергоснабжающая организация» для всех потребителей при полной отстраненности от них остальных субъектов рынка;
• необоснованной сверхприбылью ГЭС, АЭС, ГРЭС вблизи региона добычи топлива из-за независимого от них конкурентного преимущества – используемого энергетического ресурса, места расположения и режима работы;
• реальным риском убыточности большинства ТЭЦ после принудительного вывода их на оптовый рынок из-за несогласованных механизмов продаж тепловой и электрической энергии, создающих реальную угрозу снижения надежности работы социально значимого сектора генерации.

2.0. Негативные структурные, рыночные и приоритетные факторы создались по следующим основным причинам.

2.1. Дезинтеграция региональных энергокомплексов (энергосистем) (рис. 1), деление Единой энергосистемы страны на ценовые и неценовые зоны привели к разрыву сложившихся технологических, управленческих, хозяйственных связей и потере системного эффекта для снижения затрат в инвестиционной деятельности и оптимизации режимов.

Вместо одной вертикально интегрированной энергосистемы в субъектах РФ возникли конгломераты из отдельных энергетических объектов экстерриториальных компаний (рис. 2), которые решают вопросы текущей прибыльности любой ценой.

Значительный ущерб надежности при переходе к рынку нанес приоритет кратковременной прибыли в отрасли, определяющей жизнеобеспечение потребителей всех секторов экономики, а также коррупция (откаты) при закупках оборудования, выполнении работ и услуг.

Практически полное прекращение финансирования НИОКР привело к утрате значительной части научно-технического потенциала, разрушению системы технического регулирования и информационно-аналитического обеспечения. В результате потеряна возможность получать объективную оценку деятельности топ-менеджеров по эффективности эксплуатации, качеству технического обслуживания, удельной стоимости инвестиционных затрат, результатам инновационных внедрений, экологическим показателям.

Тяжелейшие последствия разрушения важнейших отраслевых обратных связей иллюстрируют московская (2005) и саяно-шушенская (2009) аварии.

2.2. Хозяйственная деятельность вновь образованных энергокомпаний при уставном приоритете прибыли в принципе не может быть нацелена на сдерживание тарифов для потребителей. Из-за роста трансакционных издержек, маржинальной модели оптового рынка для генерации, неподготовленного перехода на механизм гарантированного возврата инвестиций (RAB) в сетях, взрывного роста количества электросетевых (> 3500 ед.) и сбытовых компаний (> 300 ед.) цена на электроэнергию сегодня достигла величины, влияющей на потерю позиций энергокомпаний, входящих в ЕЭС на традиционных рынках электроэнергии и тепла. По общему мнению экспертов, российская электроэнергетика достигла и превзошла по уровню тарифов для промышленных потребителей наших основных конкурентов на мировых рынках.

Сегодня в условиях глобального экономического кризиса требуется незамедлительное и масштабное использование всей гаммы традиционных и инновационных решений (технологических, организационных, договорных) для тотального снижения затрат по всем видам энергетического бизнеса.

Ликвидация РАО «ЕЭС России», двадцатикратное снижение численности аппарата Минэнерго России, отсутствие среди руководителей отрасли профессиональных энергетиков с положительным опытом управления крупными энергокомпаниями привели к потере компетентности, снизили возможности лоббирования в правительстве неотложных нормативных актов. Поставленная руководством страны задача снижения тарифов на электроэнергию наталкивается на нормативное запрещение выполнять наиболее эффективные противозатратные решения (слияния и поглощения компаний с различными видами энергетического бизнеса).

Вместо наиболее результативного детального нормирования затрат, принятого в мировой практике, в ряде сетевых компаний снова переходят на укрупненные нормативы, исключающие реальную оценку по видам работ и операциям. В то же время отсутствуют юридические и экономические запреты на дальнейшую дезинтеграцию отрасли за счет расширения деятельности карликовых фирм в так называемых независимых и непрофильных видах энергобизнеса (транспорт, распределение, сбыт, техническое обслуживание), где уже созданы тысячи компаний, ни одна из которых не имеет ясной цели и перспективной программы развития. Для централизованной генерации и Единой энергосистемы в целом возник реальный риск снижения потребления энергии из-за создания потребителями собственной генерации для работы в базовых режимах.

2.3. С ликвидацией вертикально интегрированных региональных энергосистем (АО-энерго) был потерян региональный центр ответственности как за текущую стабильность и экономическую эффективность, так и за оптимальное развитие национального энергокомплекса. Развитие событий показало, что все виды деятельности на взаимосвязанных энергообъектах и в энергокомпаниях потеряли необходимую координацию. Это потребовало создания сложной и неповоротливой системы рабочих комиссий и штабов для отрасли, в которой оперативность, технологическая компетенция и ответственность всегда были и должны быть самодостаточны. Эксплуатационные и экономические последствия дробления региональных энергокомплексов (рис. 3) представляют сегодня наибольшую угрозу для энергетической безопасности большинства субъектов РФ.

Однако в настоящее время вместо возврата в МРСК распределительных сетей 220 кВ для восстановления полноценного регионального центра электроснабжения в июне 2013 года подготовлены прямо противоположные предложения по дальнейшей передаче части распределенных активов в ФСК, что лишь усиливает дезинтеграцию. Предлагаемая в 2017 году приватизация региональных сетевых энергокомплексов, являющихся для потребителей и взаимосвязанных инфраструктур основой отрасли жизнеобеспечения, ведет к полной отстраненности государства от ответственности за выполнение своих конституционных обязанностей по созданию основных условий, обеспечивающих достойную жизнь гражданина.

2.4. Управленческая и технологическая дезинтеграции привели к значительным финансовым потерям на региональном уровне. Ранее энергосистемы, как заказчики «схем электроснабжения», развивали высоковольтные сети по единому проекту, предусматривающему взаимное резервирование распределительных сетей 110 и 220 кВ, а в крупных системах – 330 и 500 кВ. Это минимизировало затраты на строительство вводных объектов и являлось основной причиной того, что российский энергосетевой комплекс с кратно низкой плотностью нагрузок и протяженными сетями был значительно дешевле, чем в Европе.

Экономические последствия разделения региональных сетевых комплексов по уровню напряжений были детально проанализированы в работе немецких экономистов Х. Гровича и Г. Вейна.Они математически доказали, что вертикально ориентированные сетевые компании-монополисты (в том числе крупные корпорации, включающие генерацию, сети и сбыт) обеспечивают более высокий объем поставок электроэнергии (до 40%) и более низкую плату за доступ к сети (до 35%) для конечных потребителей, чем вертикально разделенные (по уровню напряжения) компании-монополисты. Выводы немецких экономистов – это отправная точка реформирования, которую надо изучить всем любителям преобразований.

Вертикально интегрированные компании имеют значительную экономию за счет трансакционных издержек и предотвращения двойной маржинализации цен (максимизации прибыли компании ВН и последующей максимизации прибыли компаниями СН и НН, при заданной стратегии компании ВН). Соответствующее увеличение затрат на содержание сетей было выявлено при отказе от вертикальной интеграции сразу после создания по новым критериям (напряжение и мощность) национальной сети ОАО «ФСК ЕЭС». По этим причинам доля сетевой составляющей в тарифе потребителя выросла на треть и составляет сегодня около 45%. Независимый аудит инвестиционной деятельности ФСК и МРСК при подготовке стратегий развития в 2013 году выявил удорожание высоковольтных сетей примерно на 30% по сравнению с зарубежными аналогами.

Не стоит недооценивать и то, что проведенная дезинтеграция энергокомплексов в субъектах РФ одномоментно привела к снижению правового статуса региональных компаний, их «дочек» и филиалов в регионах. Это привело к передаче тактических вопросов нижнего уровня на верхние этажи управления и потере лица сетевиков перед потребителями. Созданные при реформировании отрасли структуры в регионах не способны оптимизировать использование инвестиционных средств, доля которых в тарифе сетей уже превышает 30%. Совместно с другими субъектами рынка (АТС, Совет рынка, СО ЕЭС) они теперь оказывают друг другу взаимные услуги, не имея договорной ответственности за энергоснабжение потребителей – тех, кто оплачивает все затраты. Это тем более необходимо, так как сегодня потребители заключают договора на колоссальную общую сумму – около 2,5 трлн руб./год с частными сбытовыми компаниями (в том числе с гарантирующими поставщиками), по сути своей посредниками, не имеющими даже залоговой собственности. Дееспособность сбытовых организаций, включая и гарантирующих поставщиков, в решениях реальных проблем потребителей практически нулевая. Финансовые потери от передачи на аутсорсинг посредникам функции продаж электроэнергии превысили 100 млрд рублей.

Причины столь огромных финансовых потерь заключаются в передаче сбытовой деятельности в частную собственность с оформлением законодательного запрета на объединение с сетевым бизнесом. Аналогов подобных «эффективных» решений для какой-либо торговой сети по передаче сторонней организации на аутсорсинг кассовых залов, выполняющих оплату купленной продукции, в мировой практике нет. Сетевой бизнес – естественный организатор сбытовой деятельности, так как он имеет несравнимый административный, технологический и сервисный ресурс для любого потребителя. Это использовали всегда: и в советское время, и в период безденежных 90-х годов, и все это давало исключительно положительный результат.

Доказательство целесообразности передачи сбыта в сетевой бизнес мы наблюдаем сегодня. В 2013 году в период с февраля по май включительно в ОАО «Российские сети» были переданы 11 проблемных сбытовых организаций, которые имели 15 млрд рублей задолженности, не полностью расплачивались на рынке, не обеспечивали сбора средств с потребителей. По состоянию на 1 сентября текущего года положение кардинально изменилось. Сбор средств потребителей доведен до 100%, на оптовом рынке электроэнергии восстановлена полная оплата. Задолженность потребителей снижена с 15 до 10 млрд рублей. Аналогов столь успешного решения непростых проблем не было.

Безусловно, потеря огромного сверхприбыльного бизнеса без борьбы не происходит. Существующая схема имеет мощных лоббистов. Они будут делать попытки сохранить статус-кво, прикрываясь конкуренцией, законодательством, монополизмом – чем угодно, не говоря ни слова о реальных потерях и рисках при выводе сбытов из состава сетевых компаний для нормальных и особенно аварийных режимов и ситуаций. Энергетикам, к сожалению, нечего противопоставить, когда при молчаливом согласии властей происходит постоянное банкротство управляющих компаний, имеющих долги в десятки и сотни миллионов рублей. Объединение сетевого и сбытового бизнесов, как никогда, нуждается в законодательной защите.

2.5. К сожалению, не получил должной оценки экспертов и регионов тот факт, что в 2005 году де-факто пропало очень важное для российских потребителей юридическое лицо – энергоснабжающая организация. За этим четким правовым понятием стоял дееспособный региональный партнер, способный решать текущие и перспективные проблемы отдельного потребителя и администраций субъектов РФ. Отсутствие такой полноценной стороны девальвировало договора энергоснабжения и значительно снизило авторитет и аппаратный вес энергокомпаний при взаимодействии с органами власти, потребителями и смежниками. Но именно в регионах сегодня принимаются решения, прямо влияющие на уровень оплаты электроэнергии, приоритетности местных, дорогостоящих ТСО, включенных в котловой тариф, последствия ликвидации «последней мили» и др. При рассмотрении указанных и других вопросов на уровне руководства субъектов РФ, как никогда, нужен бывший авторитет крупных вертикально интегрированных компаний, таких как Мосэнерго, Ленэнерго, Свердловскэнерго, Тюменьэнерго, Кузбассэнерго, Красноярскэнерго, Иркутскэнерго, Хабаровскэнерго, и др.

Без незамедлительного усиления распределительного сетевого комплекса в регионах и передачи ему функций сбыта мы не сможем эффективно обеспечивать развитие отрасли в интересах потребителей.

2.6. Нельзя считать оптимальным и проведение преобразований в диспетчерском управлении ЕЭС после сокращения диспетчерских служб в АО-энерго и перевода их в состав соответствующих филиалов ОАО «СО ЕЭС» – РДУ. Верхний уровень СО ЕЭС сегодня нагружен несвойственными им дополнительными функциями (контроль технического состояния энергообъектов, хода ремонта и инвестиционной деятельности). В то же время на нижнем уровне в электросетевых компаниях потеря диспетчерских служб привела к вынужденному созданию дополнительных структур – ситуационных центров. Жесткое отделение персонала РДУ от технических служб региональных энергокомпаний (линейщиков, релейщиков, специалистов по оборудованию и организации ремонтных работ на ПС и ВЛ) снизило качество информации, получаемой с мест. Произошло снижение оперативности и обоснованности принимаемых решений выделенного из состава энергосистем низового звена диспетчерского управления – РДУ из-за опоздания оценки реального состояния оборудования. В результате режимная и схемная компетентность диспетчеров в новой структуре управления потеряла очень важный аспект – точность исходной информации и фактор времени в проведении плановых работ, особенно в ликвидации внезапных отключений энергообъектов. Это как в армии при проведении операции не иметь разведывательных данных о силах и средствах противника.

Прохождение диспетчерских команд через имущественные барьеры различных собственников энергообъектов в регионах также нельзя считать оптимальным вариантом. Американские диспетчерские службы в аналогичных условиях управления сталкивались и сталкиваются с этим в крупнейших авариях. Результат один и тот же: критическая потеря времени при локализации и последующем подъеме нагрузки, а следовательно, возросший ущерб. Да и в наших беспрецедентных блэкаутах без этого не обошлось (Москва – 2005 год, Саяно-Шушенская ГЭС – 2009 год).

Непонимание у отечественных и зарубежных экспертов вызывает также практически полная отстраненность в российской электроэнергетике СО ЕЭС (по действующим нормативным документам) от экономических и финансовых результатов отрасли, что для рыночных условий чревато негативными последствиями для текущей и перспективной деятельности.

Для принятия взвешенных решений о создании дееспособной структуры управления целесообразно изучить опыт стран при реформировании и приватизации государственных отраслей. Родоначальница реформ Великобритания в 2001 году (через десять лет после начала либеральных реформ) объединила коммерческого и технологического оператора в единую диспетчерскую службу (ЕДС). При этом ЕДС включена в структуру Объединенной национальной сети (ОНС), включающей в себя электрические и газовые сети Великобритании. В прямом управлении ЕДС находятся мобильные мощности в центрах нагрузок, используемые для регулирования частоты и напряжения, которые также являются структурой ОНС. Совершенно очевидно, что взаимоувязанное режимное управление национальным энергокомплексом по техническим и коммерческим функциям дееспособно и экономически ответственно.

Большой интерес для экспертов представляет опыт реформирования Единого национального электрокомплекса в КНР. Оно началось в 2002 году, на десять лет позже, чем в Англии, после тщательного изучения несколькими группами экспертов опыта ведущих стран, включая Россию и СССР. В результате при проведении реформ единый национальный электрокомплекс был разделен на генерирующий и электросетевой секторы. Для обеспечения конкурентных условий и сравнительной оценки генерирующий сектор разделен на пять компаний, электросетевой сектор на две компании.

Покупка электроэнергии (мощности) от электростанций и продажа электроэнергии (мощности) потребителям осуществляется сетевыми компаниями по регулируемым тарифам. При этом генерирующие компании конкурируют за загрузку своих электро- станций по топливоиспользованию, поэтому технические характеристики оборудования, расчет оптимизации сетевых потерь и пусковые затраты учитываются при регулировании тарифов. Диспетчерское управление в каждой сетевой компании функционирует как единая вертикаль, имеющая три уровня: национальный, провинциальный, префектурный. В состав сетевых компаний входят также высокоманевренные ГАЭС и ветроэнергетика, которые управляются диспетчерскими службами. Суммарная мощность ГАЭС составляет 27 ГВт, ветроэнергетика – около 65 ГВт.

Электросетевые компании в КНР, являясь интегрированными игроками в бизнесе транспорта, распределения, сбыта и диспетчерского управления, разрабатывают годовые, сезонные и суточные планы энергоснабжения. Первые два плана разрабатываются сначала на нижнем (префектурном) уровне и последовательно передаются вверх на национальный уровень для утверждения. Суточным диспетчерским управлением занимаются провинции. Принятая структура диспетчерского управления исключила прохождение команд через границы разных собственников. Диспетчерские службы стимулируются за свою работу по показателям работы энергокомпаний. В отличие от России все три сетевые структуры на национальном, провинциальном и префектурном уровне обладают полномочиями контроля за качеством режимов, задаваемых диспетчерскими службами.

2.7. Усложнились эксплуатация и противоаварийная работа в электросетевом комплексе региона. Проведенная консолидация основных фондов ОАО «ФСК ЕЭС» не по функциональному принципу (межсистемный, межрегиональный транспорт электроэнергии для создания ЕЭС), а по уровню напряжения (220 кВ и более) и трансформаторной мощности (125 МВА и более) привела к разрушению региональных сетевых комплексов, построенных по единому проекту. При авариях в ОАО «ФСК ЕЭС» стали неизбежны приоритеты производства переключений на напряжении 330–500 кВ и недопустимые потери времени при операциях подачи напряжения для конкретных потребителей.

Причина серьезных эксплуатационных потерь в предаварийный период не исчерпывает недостатков отказа от функционального разделения объектов инфраструктур. Как уже указывалось выше, немецкие экономисты Х. Грович и Т. Вейн математически доказали, что вертикально интегрированные сетевые компании обеспечивают более высокий уровень поставок электроэнергии (до 40%) по сравнению с сетями, вертикально разделенными по уровню напряжения. Это является убедительным фактором для восстановления единства региональных электросетевых комплексов, выполняющих распределительные функции.

Ослабление региональных структур ОАО «Холдинг МРСК» было использовано любителями легкого заработка, так как рост тарифов для транспорта электроэнергии, введение RAB-регулирования и «общего котла» открывали собственникам и многочисленным арендаторам сетей доступ к огромным средствам без должной ответственности за их целевое использование. По этой причине за период с 2008 по 2012 год произошел крайне негативный для надежности взрывной рост количества территориальных сетевых организаций (ТСО) – с 450 до 3242 (более чем в 7 раз). Рост выручки ТСО за данный период составил 240% (в 2 раза больше, чем у МРСК), достигнув 130 млрд рублей. Дополнительное обременение региональных потребителей из-за более высокого уровня затрат в ТСО составляет уже около 50 млрд рублей ежегодно. Это означает, что разобщенный электросетевой региональный комплекс имеет повышенные затраты, что создает дополнительное обременение для потребителей при общем снижении надежности энергоснабжения.

2.8. Ликвидация крупнейших отраслевых и региональных компаний по техническому обслуживанию негативно сказалась на качестве ремонта и надежности оборудования.Ремонтная деятельность была отнесена к непрофильным видам с последующей приватизацией, даже ликвидацией специализированных фирм. Обычной практикой стало нарушение регламента планово-предупредительных ремонтов без достаточных диагностических обоснований: снятие физических объемов работ, перевод капитальных ремонтов в средние, а средних ремонтов в текущие. Выбор исполнителей работ сегодня проводится по наименьшей стоимости в ущерб качеству. Как результат – рост аварийных остановов на крупных электростанциях на уровне 10–15% в год.

Значительный риск представляет для энергетической безопасности ввод новых энергомощностей на основе зарубежных парогазовых установок, который до сих пор не подкреплен локализацией дорогостоящих узлов и запасных частей на российских заводах и программных продуктов полномасштабных АСУ ТП в отраслевых институтах. Уже сегодня это является причиной многочисленных остановов, создавая риск снижения надежности и резкого роста затрат на поддержание оборудования в период жизненного цикла.

2.9. Кардинальные изменения после реформирования претерпел розничный рынок. Электростанции мощностью более 25 МВт, расположенные в субъектах РФ, по законодательству должны быть выведены с 2012 года на оптовый рынок. Практически весь объем электроэнергии для населения, социальной сферы и гарантирующим поставщиком на оптовом рынке и продается в регионе потребителям по тарифному меню, утверждаемому РЭКом.

Вывод электростанций регионов на оптовый рынок, где не продается тепловая энергия, перечеркнул базовый принцип оптимизации режимов ТЭЦ по минимальным суммарным расходам топлива на тепло и электроэнергию.

Субъекты РФ и АО-энерго были ранее экономически заинтересованы в развитии теплофикации, позволяющей в 2 раза снижать удельные расходы топлива на отпущенную электроэнергию в отопительный период для региональных потребителей. Теперь собственниками и менеджерами энергокомпаний решается другая задача: продать на оптовом рынке как можно дороже электроэнергию ТЭЦ. По существующей модели создана схема, когда два рынка (электроэнергии и тепла) работают раздельно, без учета необходимости гарантированно обеспечить минимально необходимую выручку ТЭЦ. За прошедший год 63% ТЭЦ стали убыточны, что недопустимо для столь социально значимой генерации, вырабатывающей не резервируемую оптовым рынком тепловую энергию.

Последствия таких решений иллюстрирует беспрецедентная котельнизация страны за последние 20 лет, из-за чего общая доля теплофикации снизилась почти в 1,5 раза. Было построено более 6000 новых котельных, расконсервированы и включены в работу тысячи котельных промышленных предприятий (рис. 4).

Продажа тепловой энергии стала отдельным монопольным бизнесом муниципальных и частных предприятий, имеющих на своем балансе котельные и тепловые сети. Имеют место случаи, когда останавливаются новейшие и эффективные когенерационные энергоблоки (например, на Коломенской ГТУ мощностью 137 МВт и 170 Гкал/ч в Москве), а вместо них снова растапливаются муниципальные котельные. Об эффективности топливоиспользования и экологии городов-миллионников не ставятся вопросы ни на одном совещании энергетиков и муниципалитетов. Собственники ТЭЦ борются за статус вынужденной генерации в конденсационном режиме для увеличения своей реализации, не учитывая общего повышения тарифов на рынке.

Фактический отказ от регионального рынка генерации создал серьезные трудности для освоения основного потенциала энергосбережения за счет строительства когенерационных установок и снижения необоснованно высокой доли отпуска тепла от котельных, достигшей 60% по стране. Пережог топлива, по данным института ОАО

2.10. Принятая в России модель маржинального ценообразования на оптовом рынке электроэнергии заимствована из первоначального варианта реформирования электроэнергетики Англии (рис. 5, 6).

Принципиальной особенностью данной модели является формирование равновесных (маржинальных) цен для потребителей на уровне ценовых заявок электростанций, замыкающих часовой баланс в конкретном узле энергосистемы (то есть продажа всей электроэнергии потребителям по максимальной цене заявки продавца, включенной в баланс). Это грубо нарушает общепринятый принцип публичного рынка: отдельная оплата товара каждого продавца, позволяющая покупателям проводить оплату оптовых закупок по средневзвешенной цене товара на рынке. Такая модель оптового рынка является грубым нарушением Закона

«Об электроэнергетике», по которому основой государственной политики является баланс экономических интересов продавца и покупателя. Фактически реализованная модель конкурентного рынка привела к возникновению рынка продавца с дополнительным обременением цены для покупателей в зависимости от водности и отопительного сезона на сумму до 200 млрд руб./год и более.

Если вспомнить общепринятые в мировой торговле аксиомы «Потребитель всегда прав», «Сверхприбыль – сговор продавцов и регулятора», станет ясно, что такое положение абсолютно недопустимо.

Как же такая модель получила право на жизнь? Ее разработчиками и лоббистами, оказывается, не было учтено, что на европейских рынках электроэнергии до внедрения маржинальной модели:

• были созданы необходимые условия, позволившие минимизировать обременение потребителей;
• были реализованы взаимосогласованные субъектами рынка правила долгосрочных регулируемых договоров по закупке электроэнергии, охватившие более 90% потребителей. У нас такого рынка практически нет;
• была внедрена биржевая торговля топливом и долгосрочные контракты на его поставку при нормативной рентабельности, что в условиях компактных территорий позволило исключить диспаритет цен, который присущ российским регионам (цены на топливо различаются в 2 раза и более);
• на торговой площадке оптового рынка принимаются к рассмотрению ценовые заявки, отличающиеся не более чем на 12÷15% от сложившегося уровня, что свидетельствует об имеющемся на Западе равноэкономичном мобильном резерве мощности. Как правило, по такой модели конкурируют в основном современные ПГУ. Мы же даже в перспективе не ставим такую задачу. У нас конкурируют и ГЭС, и ТЭС, и АЭС на общих основаниях;
• в большинстве развитых и развивающихся странах, в отличие от России, приняты нормативные акты о дополнительном налогообложении сверхприбыли, что устранило заинтересованность продавца в завышении цен, а рентабельность продаж не превышает 10–12%;
• в ряде стран, включая Англию, произошло объединение в одном лице функций диспетчера и оператора (технологического и коммерческого центра). В тех странах, где остались операторы, им, как правило, передана лишь торговля пропускной способностью линий электропередачи между центрами генерации для биржевой торговли (до 10% общего объема). У нас функции коммерческого (ОАО «АТС») и технологического (ОАО «СО ЕЭС») управления режимами работы жестко разделены. Формально приоритет коммерческой деятельности при выборе режима работы должен обеспечивать минимизацию цен, что входит в обязанности ОАО «АТС» (и косвенно – НП «Совета рынка»). При этом Системный оператор отвечает за системную надежность и качество электроэнергии в ЕЭС. Но реально ОАО «АТС» (и НП «Совет рынка») прямо влияет на надежность основного сектора генерации – городских ТЭЦ, так как цена продаж электроэнергии определяется без учета валовой выручки за теплоэнергию. В результате 2/3 городских ТЭЦ убыточны, что создает риск аварийности, способной нарушить социальную стабильность.

Системный оператор, в свою очередь, через объем размещаемого резерва и выбора состава работающего оборудования прямо влияет на объем конкурентного рынка и его эффективность.

У нас произошел полный разрыв факторов влияния режима работы и технологических показателей от рыночного ценового механизма, определяющего финансовые и экономические результаты. При этом реальной финансовой ответственности за последствия принимаемых решений не несут ни Совет рынка, ни администратор торговой системы, ни Системный оператор. А надежность, которой мы не отвыкли гордиться, достигается любой ценой без оценки стоимости затрат.

Для сдерживания цен и инфляции сегодня в рыночных экономиках стран ОЭСР введена тотальная система постоянного нормирования не укрупненных, а детальных затрат по статьям себестоимости во всех видах деятельности (кроме инновационной продукции) отдельно по общей рентабельности и чистой прибыли. С учетом массового обновления технологий и оборудования, появления на рынке новых материалов, высокопроизводительной техники, средств механизации и автоматизации, а также программных продуктов по организации управления регулярное нормирование всех видов работ является в ОЭСР обязательным стандартом для государственных и частных компаний. Мы о таком конкретном госрегулировании затрат можем только мечтать.

Следует отметить некорректную публичную полемику в российских СМИ о формуле затрат, которой якобы руководствуются органы государственного регулирования тарифов. Нас пытаются убедить, что регулирование тарифов проводится по формуле «затраты плюс», хотя на самом деле общеизвестно, что алгоритм формулы – «нормативные затраты плюс нормативная (или целесообразная) рентабельность». Разница, как видим, огромная. В первом случае выделяется явная вседозволенность продавца, а содержательная часть второй формулы – сквозная противозатратная направленность для достижения лучшего «эталонного» результата. Дополнительно в ОЭСР эффективно функционирует система эталонного сравнения для действующих предприятий и практика ежегодных заданий по снижению удельной стоимости для вновь строящихся объектов по методике «освоение опыта». В 2011 году такое задание для АЭС составило 6%, а для ВИЭ увеличено до 20%.

Никто в мире не делает священных коров из реформ, не показавших декларированных результатов. Например, родоначальница либеральных реформ Англия после 1992 года провела ряд серьезных противозатратных преобразований в электро- энергетике, позволивших снизить трансакционные издержки за счет слияний и поглощений, что практически означает возврат к единой сетевой компании и частично к вертикальной интеграции. Произошло объединение национальной электрической и национальной газовой сетей. В объединенной национальной компании находится общий Центр технологического и коммерческого регулирования рынков электроэнергии, то есть функции технического и коммерческого управления режимами объединены. Мобильная и распределенная генерация в центрах нагрузок также находится в составе данной компании. На нижнем уровне проведен ряд корпоративных процедур по передаче генерации в аренду или лизинг распределительным электросетевым компаниям. При этом, безусловно, сохранен жесткий раздельный учет затрат по видам бизнеса. В 2001 году для стабилизации тарифов в Великобритании реализовано решение об отказе от маржинального спотового рынка с переходом к торговле по долгосрочным регулируемым двусторонним договорам при сохранении балансирующего рынка.

Сегодня в электроэнергетике Великобритании четыре генерирующие компании производят 86% электроэнергии и 14 распределительных электросетевых компаний имеют долю рынка более 95%. Котловый метод формирования единого тарифа для потребителей в Великобритании (так же как в США и Германии) не применяется. Для сравнения, в России 16 ведущих распределительных компаний имеют доли рынка около 70%. На остальном секторе рынка функционирует около 3300 (!) сетевых компаний. Россия остается единственной страной, в которой при столь значительной доле более дорогих ТСО до сих пор применяется котловый метод формирования тарифа для потребителей.

Проведенные преобразования в Великобритании ликвидировали основные имущественные границы для прохождения диспетчерских команд, исключили дополнительные инстанции при решении текущих и перспективных проблем, что в целом повысило управляемость, надежность и эффективность национального энергокомплекса. Английский опыт свидетельствует, что высокая компетентность, дееспособность и ответственность государственных и корпоративных структур позволяют оперативно реализовать исчерпывающие меры по устранению последствий негативных реформ для экономики страны.

К сожалению, приходится констатировать, что ни одно из этих необходимых условий для устранения основных недостатков принятой модели маржинального спотового рынка продаж по равновесной цене в российской электроэнергетике не выполнено.

Противозатратные условия у нас соблюдены с точностью до наоборот:

• доля долгосрочных контрактов не превышает 5%;
• вся электроэнергия продается по цене электростанций, замыкающих часовой баланс в конкретном узле энергосистемы;
• отсутствуют ограничения на величину ценовой заявки;
• топливная составляющая как основная часть затрат различается в регионах в 2-3 раза;
• нет налога на сверхприбыль, при этом ГЭС и АЭС конкурируют с тепловыми электростанциями.

Соответственно, увеличение тарифов потребителей из-за принятой модели достигает максимальных величин. В зависимости от структуры генерации и объема потребления (при различной водности, определяющей загрузку ГЭС, и температуре наружного воздуха, определяющей загрузку ТЭЦ) обременение экономики из-за принятой модели рынка в зависимости от условий отопительного сезона и водности составляет до 200 млрд руб./год.

С такими кандалами мы не только зарубежные рынки не завоюем, но и свой потеряем. Вместо многолетнего экспорта в Финляндию (около 8 млрд кВт∙ч в год) уже ведется импорт электроэнергии из Финляндии. Сегодня уровень тарифов на электроэнергию для промышленности России достиг значения наших конкурентов. Вступление в ВТО обострило конкуренцию для налогооблагаемых энергоемких отраслей экономики, которые прямо и опосредованно обеспечивают основные налоговые поступления в бюджет. Для дальнейшего применения данной модели рынка в любом рафинированном виде нет никаких экономических оснований.

Отказ от принятой модели маржинального спотового рынка полностью соответствует ФЗ-35 «Об электроэнергетике» (ст. 6), требующему «соблюдения баланса экономических интересов поставщиков и потребителей электрической энергии». Именно несоблюдение баланса интересов сторон превратило оптовый рынок электро- энергии в рынок продавца. Без перехода на усредненный тариф общепринятой модели «Единый покупатель» с освоенным у нас эффективным блоком оптимизации и корректировкой фактических тарифов сдержать рост тарифов на электроэнергию и тем более снизить их невозможно.

***

Среди специфических финансовых рисков, возникающих для региональных электросетевых комплексов, особое место занимает проблема так называемой «последней мили» и перекрестного субсидирования прочими, в основном промышленными, потребителями тарифов для населения.

2.11. «Последняя миля» – проблема, возникающая из-за отмены многие годы успешно работающего функционального принципа деления электросетевых активов в отрасли:

• межрегиональный, межсистемный транспорт – национальная (федеральная) сеть;
• внутрирегиональный транспорт – распределительная сеть.

Однако при реформировании отрасли утверждены новые формализованные критерии отнесения энергообъектов к национальной сети, основными из которых являются уровень напряжения (более 220 кВ) и величина трансформаторной мощности (более 125 МВА). В результате значительная часть региональных распределительных подстанций 220÷500 кВ – основных питающих центров АО-энерго, имеющих автотрансформаторы, сеть 110 кВ, ячейки потребителей среднего напряжения (6–10 кВ) отошли к ОАО «ФСК».

Для потребителей в субъектах РФ был нарушен общемировой принцип «единой стоимости почтовой марки» и создан прецедент наличия двух кратно отличающихся тарифов для компаний, обеспечивающих транспорт электроэнергии. Тариф ФСК оказался для потребителей в 2 раза и более дешевле, чем тариф МРСК, что привело к массовым судебным искам и желанию промышленных потребителей отказаться от услуг МРСК.

Несколько слов о тарифообразовании транспорта электроэнергии. Очевидно, что расчет индивидуальных тарифов по реальным затратам в сетях огромной страны с миллионами потребителей выполнить практически невозможно. На величину постоянных и переменных затрат, на величину потерь в сетях играют не только нормативные и проектные показатели токовой загрузки и уровня напряжения, но и непредсказуемые режимные и климатические факторы, а также протяженность и реальное состояние трасс от неизвестного поставщика-электростанции до потребителя. Что касается качества электроэнергии и надежности электроснабжения в целом, это вообще не относится к конкретному поставщику – юридическому лицу, а является обезличенным общесистемным показателем.

В этом отношении у электроэнергетики имеется определенная аналогия с почтовой связью, где по так называемому принципу «почтовой марки» во всем мире введена одна цена на пересылку писем, невзирая на то что расстояние может отличаться в сотни и тысячи раз. Однако высокое качество услуги должно, безусловно, оплачиваться по повышенному тарифу. На почте это относится к заказным письмам по пересылке документов, к письмам определенного веса или вида транспорта, влияющего на скорость доставки. В электроэнергетике качество и надежность электроснабжения также должны зависеть от категорийности потребителя и его возможности избежать брака и финансовых потерь при отклонении параметров от стандартного значения.

Например, бытовые приборы населения допускают по стандарту перерывы поставок электроэнергии и отклонение напряжения ±10%, в то время как для промышленных потребителей непрерывного цикла работы перерывы электроснабжения не допускаются, а возможность изменения напряжения ужесточается в четыре раза – всего до ±2,5%. Еще более жесткие различия в требованиях стандарта по частоте электрического тока для промышленных потребителей, потому что это прямо влияет на качество обработки и время технологического процесса. Поэтому стабильное функционирование энергообъектов ФСК, определяющих системную надежность, имеет для промышленных потребителей решающее значение.

Необходимо прежде всего учитывать, что Федеральная сетевая компания предназначена обеспечивать функционирование Единой энергетической системы страны, а не электроснабжение каких-либо групп потребителей. Стратегическая задача сетей ФСК – вовлечение в энергетический баланс страны основных энергоносителей (органическое и ядерное топливо, гидроресурсы) и использование несовпадения временных поясов для снижения стоимости и величины резервных мощностей. Данную задачу выполняют построенные межрегиональные и межсистемные ВЛ, передающие электроэнергию от крупнейших центров генерации (ГРЭС, ГЭС, АЭС) до крупнейших центров потребления (промышленных зон и городов-миллионников). Эта функция ФСК обеспечивает необходимый уровень энергетической безопасности, стабильность электроснабжения и приемлемый уровень тарифов. Но кроме этого электрические сети ФСК обеспечивают переменный пропуск активной и реактивной мощности при регулировании частоты и напряжения электрического тока как основных показателей качества. В их проектах заложены возможности перегрузочной способности при типовых авариях. Через энергообъекты ФСК организована технологическая связь и воздействие системной противоаварийной автоматики.

Дополнительные затраты, обеспечивающие высокое качество электроэнергии и надежное сетевое резервирование для минимизации перерывов электроснабжения, как и стоимость содержания сетей ФСК, должны распределяться по группам потребителей (население, промышленность) с учетом требований стандартов. Кратно более жесткие требования для промышленных потребителей, обоснованные необходимостью предотвращения убытков, необходимо компенсировать более высоким тарифом.

С учетом изложенного представляется обоснованным предложение Минэнерго РФ о введении двух тарифов для ФСК: один (более низкий) – для региональных распределительных компаний МРСК, другой (более высокий) – для потребителей, подключенных к сетям ФСК. Такой подход экономически обоснован и позволяет выровнять финансовое положение компаний и предотвратить риск убыточности ДЗО МРСК из-за последствий отказа от «последней мили».

После образования единой компании ОАО «Россети» возможность ликвидации последствий «последней мили» упростилась. Любая компания, продающая несколько товаров (услуг) на рынке, вправе перераспределить свои общие затраты исходя из ценовой конкуренции каждого вида своей продукции на рынке. При этом тариф на транспорт электроэнергии, конечно, не должен быть убыточным для обеих компаний.

2.12. Перекрестное субсидирование тарифов для населения другими (прежде всего промышленными) группами потребителей свойственно российской электроэнергетике как якобы мера социальной защиты граждан. Однако социальной защите граждан более полно отвечают как раз рыночные механизмы экономически обоснованных тарифов, которые создают конкурентные преимущества для бизнеса и роста налогооблагаемой базы бюджетов всех уровней. Платежеспособный бюджет и прибыльное предприятие являются наилучшей основной социальной защитой пенсионера, бюджетника и гражданина, работающего в любом секторе экономики.

В России перекрестное субсидирование продолжается почти двадцать лет. Это было допустимо в середине 90-х годов, когда тарифы на электроэнергию были значительно ниже, чем у наших конкурентов, а имеющиеся избыточные резервы из-за спада потребления позволяли уменьшить инвестиции.

Сегодня, когда тарифы для российского бизнеса превышают уровень конкурентов, а вопрос воспитания энергосберегающего гражданина актуален, политика перекрестного субсидирования населения контрпродуктивна. Рост доходов пенсионеров и работающих граждан не позволяет считать оплату электроэнергии основной статьей расхода населения. В настоящее время средняя оплата за электроэнергию составляет 300–400 руб./месяц на человека. Это значительно меньше, чем оплата средств связи, городского транспорта или интернета и тем более пива и винно-водочных изделий. Надо также учитывать, что перекрестное финансирование российским бизнесом тарифов на электроэнергию для населения в итоге по нескольким направлениям снижает доходы граждан:

• через неконтролируемый рост цен на промышленную продукцию и топливо в энергетике и ЖКХ, бензин для автотранспорта, а также цен в розничной торговле при неконтролируемой рентабельности для возмещения увеличенных затрат на электроэнергию;
• через снижение бюджетных возможностей финансировать пенсии, здравоохранение, образование, оборону из-за уменьшения налогооблагаемой базы в промышленности;
• через ограничение роста зарплат и увеличение риска безработицы в базовых энергоемких отраслях при снижении их конкурентоспособности.

Экспертная оценка показывает, что промышленность возвращает себе потери из-за перекрестного субсидирования, которое оценивается, по разным источникам, в размере 230 млрд руб./год. Таблица рентабельности основных отраслей экономики за 2012 год показывает их прибыльность, превышающую среднюю прибыль в электроэнергетике (рис. 7, 8).

Необходимо также учитывать, что за последние двадцать лет большинство промышленных предприятий прекратили теплоснабжение от ТЭЦ, включив в работу собственные котельные. Сегодня выигрыш от теплофикационной выработки на ТЭЦ, позволяющей снизить удельные расходы топлива в 2 раза (экономия до 180 млрд руб./год), формируется потреблением тепла населением, но используется всеми потребителями оптового рынка. Доля населения в потреблении электроэнергии составляет 1/7 часть. Значит, население в размере до 135 млрд руб./год субсидирует промышленные предприятия, не использующие тепло ТЭЦ. Экспертное сальдо баланса отношений населения и промышленности, конечно, не в пользу граждан. Поэтому нужно взвешенное дифференцированное решение по субъектам РФ.

2.13. Удорожание тарифов на электроэнергию в значительной степени определяется дорогостоящим механизмом финансирования инвестиций, отсутствием государственной политики ограничения сверхприбыли и неэффективной закупочной деятельностью.

2.13.1. Во-первых, это произошло из-за отсутствия координации в инвестиционной деятельности на региональном уровне как следствие деления распределительных сетей по напряжению и мощности трансформаторов, особенно после введения возврата инвестиций (RAB). В результате произошел рост стоимости работ по реконструкции и новому строительству в общих затратах электросетевого комплекса, достигнув примерно 30% от величины тарифа на транспорт электроэнергии. По этой же причине доля стоимости транспорта электроэнергии в конечном тарифе потребителя за последние годы выросла в 1,5 раза (с 30,0 до 48%).

Вторым фактором роста затрат является общая низкая эффективность капитального строительства из-за отсутствия должной интеграции работ со стороны генерального подрядчика и заказчика. Проведенный анализ удельных затрат в электросетевом строительстве российских и западных энергокомпаний показал следующее:

• сравнимый и даже несколько меньший уровень удельных затрат российские компании имеют только на энергообъектах низкого и среднего напряжения. Следует отметить, что здесь выполняется менее 20% общих объемов работ в денежном выражении;
• превышение удельных затрат при строительстве (реконструкции) электросетевых объектов высокого напряжения по сравнению с европейским уровнем составляет огромную величину – от 30 до 40%.

Можно только предположить, в каком соотношении это делится между россий- скими откатами и неудовлетворительной интеграцией неквалифицированной работы подрядных организаций. Но из-за высокой стоимости строительства сете- выми компаниями берутся завышенные объемы кредитов, прямо влияющие на последующую величину тарифа при эксплуатации энергообъектов в период срока окупаемости.

2.13.2. Аналогичное положение сложилось и с удельной стоимостью вводных объектов на электростанциях. Удельная стоимость основных новых энергоблоков на базе ПГУ составляет от 1200 до 1500 долл./кВт, максимум доходит до 2500 долл./кВт. Мощности в европейских и американских компаниях вводятся в эксплуатацию с удельными показателями 700–900 долл./кВт, то есть дешевле российских в 1,5 раза. Основные причины высокой стоимости строительства те же, что и на электросетевых объектах: завышенная стоимость для «финансирования откатов», низкая компетентность заказчика и генподрядчика в интеграции работ субподрядных организаций, укомплектованных неквалифицированными кадрами. Причиной высокой стоимости строительных работ является также заинтересованность заказчика в увеличении стоимости строительства как фактора обоснования возможной будущей высокой цены тарифа или получения сверхприбыли при продаже энергообъекта.

Сегодня заказчик, подрядчик и проектная организация, при отсутствии многолетних оптовых заказов и действующей системы сравнения по стоимости и качеству работ, тем более не являются противозатратным фильтром в строительстве и реконструкции энергообъектов.

Высокую стоимость вводных объектов иллюстрируют показатели новых энергоблоков, построенных по договорам о предоставлении мощности (ДПМ). Как известно, приватизация российской электроэнергетики проведена по очень низкой стоимости 300÷600 долл./кВт, что в 5–8 раз ниже капитализации европейских энергокомпаний. При этом сумма стоимости от приватизации в основном не передавалась в бюджет, а большей частью оставалась в энергокомпаниях для финансирования развития. Следует учитывать, что сравнение эффективности приватизации ТЭЦ в составе 14 ТГК общей мощностью 70 000 МВт только по удельной стоимости установленного электрического киловатта некорректно. Такой подход исключает почти 200 000 МВт тепловой мощности на турбинах ТЭЦ и до 300 000 МВт тепловой мощности водогрейных котлов, что дополнительно снижает реальную стоимость проданной суммарной мощности до 200–300 долл./кВт.Поэтому запросы собственников энергокомпаний, скупивших активы по демпинговым ценам, об ускоренной окупаемости новых энергомощностей за 10–12 лет некорректны.

Интересны показатели влияния ввода новых дорогих современных энергоблоков, мощность которых продается по ДПМ, на стоимость производства электроэнергии. Доля ДПМ ежегодно увеличивается и к 2015 году составит в балансе около 18% генерирующих мощностей. При этом стоимость мощности новых энергоблоков составляет 520 000 руб. МВт/месяц, что почти в 4 раза дороже стоимости существующих мощностей (140 000 руб. МВт/месяц). Пересчет финансовых показателей показывает, что к 2015–2016 годам при общей стоимости ДПМ около 5 трлн рублей их ценовая доля составит около 40% и будет определяющим фактором роста тарифов. Очевидно, что сегодня становится актуальным проведение аудита прибыли, получаемой инвестором для возмещения затрат через три года (шесть лет) эксплуатации. В соответствии с договором при отличии реальной прибыли от предварительного прогноза с четвертого (седьмого) года должна приниматься уточненная величина.

2.13.3. Механизм финансирования договоров о предоставлении мощности оказался очень дорогим для потребителей не только из-за искусственного увеличения стоимости, но и за счет дорогих кредитов российских банков. Сегодня срок возврата кредитов и окупаемость проектов составляют около десяти лет при западных сроках 25÷30 лет. Банковская ставка в России на предоставляемые кредиты дороже западных почти на 10%. Общее удорожание финансовых средств по сравнению с западными компаниями завышает обременение потребителей в течение всего срока окупаемости на 25–30% (рис. 9).

Экспертами «Ренессанс капитал» Дереком Уивингом и Владимиром Скляром («Энергорынок», № 10 (93), 2011) определено удорожание тарифа при различной стоимости капитала в электроэнергетике. Так, при стоимости капитала около 15% и проведении энергокомпанией полноценной инвестиционной деятельности прирост к текущему тарифу составит 56%. В случае проведения энергокомпанией ограниченной инвестиционной деятельности и уменьшения объема привлекаемых дорогих кредитов стоимость капитала может снижаться до 7%, что снижает рост тарифа до 10%. Очевидно, интервал 10–56% является реальным диапазоном влияния стоимости заемного капитала на прирост тарифа конечного потребителя в различных регионах России. Конкретная величина удорожания зависит от соотношения и общего объема заемного и собственного капитала, участвующего в финансировании инвестиционной деятельности. Эксперты «Ренессанс капитал» делают вывод, что, , «несмотря на огромные преимущества, которые предоставляют российским потребителям наличие в стране собственных, относительно дешевых первичных источников топлива, высокая стоимость заемного капитала смещает стоимость электроэнергии для конечного потребителя далеко за нижние границы европейских тарифов». Совершенно очевидно, что стоимость финансового капитала, так же как действующая модель оптового рынка электро- энергии и последствия дезинтеграции отрасли, являются тремя основными направлениями снижения тарифов на внутреннем рынке.

Для снижения доли инвестиций в тарифах необходимо:

• во-первых, для обоснования окупаемости и выбора механизма финансирования перейти от отраслевой к народно-хозяйственной эффективности;
• во-вторых, разделить механизмы простого и расширенного воспроизводства по источникам возмещения заемных средств исходя из приобретателя дополнительного дохода;
• в-третьих, перейти к механизмам долгосрочного (25÷30 лет) финансирования с использованием всего пакета общепринятых механизмов финансирования инфраструктурных проектов.

При выборе механизма финансирования расширенного воспроизводства в электроэнергетике целесообразно исходить не из окупаемости конкретного энергообъекта при продаже дополнительно выработанной электроэнергии как источника возврата инвестиций, а из налоговой эффективности использования дополнительного количества электроэнергии потребителями.

Можно провести следующие упрощенные расчеты. Стоимость электроэнергии в структуре ВВП России около 5%. Налоговые платежи экономики (федеральный и местный бюджеты) составляет около 20% от реализации. При загрузке новых эффективных энергомощностей около 6000 часов в год и тарифе на электроэнергию 2,5 руб./кВ∙ч 1 кВт мощности вырабатывает 6000 х 0,8 = 4800 кВт∙ч в год стоимостью 12 000 рублей.

При принятых условиях потенциал роста ВВП составит 240 000 рублей. Потенциал поступления бюджетных средств – 48 000 рублей. Средняя стоимость строительства новых энергомощностей составляет (без учета инфраструктурной составляющей) около 90 000 руб./кВт. Это соизмеримо с двухлетними годовыми налоговыми поступлениями. Если считать, что новые потребители обеспечат необходимый прирост потребления за пять лет, то налоговая эффективность составит около трех лет.

Проверим корректность данных расчетов по другим соотношениям. Повышение энерговооруженности экономики любой страны – это и обязательное повышение производительности труда. Зависимость государственных инвестиций в инфраструктуру от роста производительности труда приведена (на рис. 10) из журнала «Эксперт» (№ 4, 2006).

Примечательно, что даже в развитых странах наблюдается четкая связь между объемом госинвестиций в инфраструктуру и темпами экономического роста. По оценке экспертов, каждый рубль государственных средств, вложенный в развитие необходимой инфраструктуры, в течение последующего десятилетия может обернуться 3-4 рублями налоговых поступлений, не говоря уже о новых рабочих местах и росте доходов граждан.

При дефиците энергомощности и прекращении подключения новых потребителей в экономике, конечно, наблюдается обратная картина. Так, в 2006–2007 годах снижение потенциала роста ВВП из-за отказов в подключении новых потребителей при недостатке мощностей составляло 1500 млрд рублей в год, что неоднократно отмечалось в выступлениях президента России В. В. Путина. Очевидно, что при этом годовые бюджеты обоих уровней недополучали до 300 млрд рублей. На эти средства можно ежегодно строить 5 ГВт новых энергомощностей с необходимой инфраструктурой.

3.0. Варианты решения проблем

3.1. Приведенные данные по народно-хозяйственной эффективности отрасли кардинально меняют отношение к механизмам финансирования расширенного воспроизводства в электроэнергетике.

Но есть одно принципиальное уточнение: такая экономическая зависимость справедлива, если развитие электроэнергетической инфраструктуры будет базироваться на реально выполняемых планах социально-экономического развития регионов и страны, , а увеличение мощности ЕЭС будет соответствовать росту потребления электроэнергии. Ответственность за этот «госплановский» принцип, конечно, не находится в компетенции «Россетей» или генерирующих компаний. Это зона функциональных обязанностей экономического блока Правительства РФ, региональных правительств, бизнеса – потребителя электроэнергии.

Однако выполнение этого важнейшего условия окупаемости инфраструктурных проектов нельзя устранить выпуском распоряжений по синхронному строительству объектов – потребителей энергии. В рыночной экономике требуется изменение всего порядка взаимной ответственности продавца и покупателя электроэнергии по аналогии с мировым опытом. Никто в мире никому не дает кредитов и займов на инфраструктурные проекты без банковских гарантий, залога имущества, основанных на долгосрочных контрактах покупки будущей продукции.

Электроэнергетика – фондоемкий, дорогостоящий сектор экономики. Достигнутый уровень тарифов в России для промышленности и бизнеса перешел предельное значение – это потолок, который нельзя переступать. Дальнейший рост выше отраслевой инфляции (усредненный рост цен на топливо, цветной металл, оборудование) — это сверхприбыль, дополнительно обременяющая потребителей и подрывающая конкурентоспособность нашей экономики.

Мы продолжаем строить новые энергоблоки, загрузка которых длительное время ниже проектного значения. Например, на Дальнем Востоке коэффициент использования установленной мощности на ряде электростанций составляет менее 25%; построенные после аварии 2005 года трансформаторные мощности в Москве загружены менее чем на 20%. Это означает, что запросы потребителей, региональных властей, ведомств и Министерства экономики РФ не базировались на реальной основе. Дополнительное обременение тарифов по этой причине уже сегодня составляет по различным регионам от 5 до 10% и более. А если это так, то жесткие финансовые гарантии для запрашиваемой электроэнергии необходимы и должны быть законом для всех новых потребителей и их собственников без исключения. Только под такие гарантии можно и госинвестиции выделять, и частных инвесторов привлекать, и полномасштабно задействовать механизмы государственно-частного партнерства.

3.2. Относительно влияния инвестиционной деятельности на инфляцию.

Мы слишком упрощенно понимаем «как неизбежное зло» влияние любых государственных расходов на увеличение инфляции. Однако опыт экономических кризисов показывает, что именно инвестиционная деятельность и прежде всего инфраструктурное развитие обеспечивают ускоренную локализацию и преодоление кризисов. Необходимо учитывать, что разные секторы экономики исключительно индивидуально со своим коэффициентом влияния реагируют на увеличение государственных расходов.

Например, наибольшее влияние на инфляцию (рис. 11), по данным за 2010 год, оказывало увеличение государственных ассигнований на бюджетную сферу.

При этом у пенсионеров, с явно меньшими доходами, это влияние не так значительно, так как увеличение государственных расходов (пенсий) частично идет на накопления.

Увеличение государственных расходов на оборонно-промышленный комплекс (ОПК) еще меньше сказывается на инфляции, так как рост заказов оптимизирует технологический процесс на заводских площадках, снижая стоимость продукции. На графике нет строительного сектора, однако влияние на инфляцию инвестиционной деятельности будет еще меньше, чем у ОПК.

Представляет также интерес влияние роста государственных расходов на изменение ВВП. На рис. 12 сплошными линиями показано изменение ВВП в зависимости от роста государственных расходов на экономику, оборону и социальную сферу.

Пунктиром показано изменение ВВП в зависимости от увеличения госрасходов на инфраструктурные проекты, которые построены с учетом данных по изменению производительности труда.

3.3. Приведенные данные убедительно показывают целесообразность увеличения государственного финансирования инвестиционной деятельности расширенного воспроизводства в электроэнергетике как основного условия роста экономики страны. Однако возникает вопрос, по какому механизму должны выделяться бюджетные средства, чтобы не было конфликта интересов с акционерами и потребителями.

Общепринятая схема – выделение бюджетных средств под эмиссию акций компании. Однако это ведет к увеличению доли государства и размыванию доли миноритарных акционеров без компенсации потерь ростом капитализации или увеличением прибыли и дивидендов.

Причина – ставшее нормой запаздывание готовности новых технологических установок потребителя к приему электроэнергии от вновь построенных энергообъектов. Следствием невыполнения в договорном объеме заявленного потребления электроэнергии для вновь введенных энергообъектов является неизбежное увеличение постоянных затрат энергокомпании. Это неизбежно создает объективные предпосылки уменьшения дивидендов и падения курса акций. Возникает явный конфликт интересов государства и миноритарных акционеров. К сожалению, от ответственности совершенно отстранен сам виновник – потребитель, заявивший просьбу о поставке дополнительной электроэнергии.

Инфраструктурное строительство в регионах должно быть жестко увязано с развитием электропотребляющих секторов экономики внутреннего и внешнего рынка. Новая электрическая инфраструктура должна быть загружена на проектном уровне, без этого выдержать срок окупаемости любого энергообъекта невозможно.

Как правило, расширенное воспроизводство (за исключением политически значимых объектов, например Олимпиады) только за счет бюджетных средств не осуществляется. Основным источником инвестиционной деятельности в российской электроэнергетике являются заемное финансирование, амортизация и прибыль. Очевидно, что такая схема финансирования инвестиционной деятельности справедлива только для простого воспроизводства. Иначе существующий потребитель, у которого нет дополнительного запроса на мощность и электроэнергию, будет считать, что его необоснованно обложили новым «энергетическим налогом» под негарантированную загрузку вновь вводимого нового энергообъекта.

Действительно, при таком инвестиционном механизме средства существующих потребителей, которых недостаточно даже для поддержания существующего энергопотенциала, направляются на финансирование строящихся энергообъектов для новых потребителей. Рост тарифов на электроэнергию по этой причине составляет в регионах от 5 до 10%, что является причиной возникновения конфликта интересов акционеров энергокомпаний и существующих потребителей.

3.4. Сегодня, когда тарифы для промышленных потребителей превысили уровень наших основных конкурентов, механизм финансирования инвестиционной деятельности должен быть изменен.

Как совместить экономическую целесообразность государственного финансирования расширенного воспроизводства в приватизированной электроэнергетике с интересами акционеров и основной массы потребителей?

Решение проблемы дает нахождение электроэнергетики в государственной собственности при сквозном регулировании тарифов и бюджетном финансировании расширенного воспроизводства. Такой порядок заставляет государство повысить ответственность всех собственников (государственной, муниципальной и частной собственности) за величину и срок реализации заявок на дополнительную мощность. Очевидно, этот вариант, при принятых либеральных приоритетах и недостаточности бюджетных средств, едва ли сегодня возможен.

Что может быть предложено в наших условиях для ликвидации конфликта интересов главного акционера – государства с миноритариями и потребителями?

3.4.1. Во-первых, введение общепринятой в мире финансовой ответственности заявителя о выдаче технических условий на присоединение к российскому электросетевому комплексу. В заявленный срок получения электроэнергии (мощности) потребитель обязан или начать оплачивать потребляемую электроэнергию, или, при отставании ввода в эксплуатацию его энергоиспользующих установок, оплачивать постоянную составляющую производства, транспорта и распределения запрошенной электроэнергии с учетом затрат энергокомпаний на оплату процентов за взятый кредит. Гарантия компенсации затрат, понесенных энергокомпанией со стороны потребителя, должна быть подтверждена банками, финансирующими основной проект потребителя, или специально уполномоченными государственными банками для бюджетных потребителей.

3.4.2. Во-вторых, необходимо четко разделить простое и расширенное воспроизводство в электроэнергетике.

Представляется, что необходимая суммарная мощность работающих электростанций в ЕЭС России и в изолированных энергорайонах при расчетных условиях зимнего периода, с учетом утвержденного нормативного резерва мощности, подлежит восстановлению как простое воспроизводство (замена мощности и сетевой инфраструктуры, выработавших свой ресурс). Это необходимо для нормального энергоснабжения существующих потребителей, так как их подключение к инфраструктуре естественных монополий по техническим условиям не имеет ограничений по сроку действия.

Строительство новых энергомощностей и электросетевой инфраструктуры для обеспечения перспективных нагрузок внутреннего рынка, выполнение экспортных контрактов, а также строительство новых межрегиональных и межгосударственных ВЛ Единой национальной сети надлежит рассматривать как расширенное воспроизводство.

Очевидно, финансирование простого воспроизводства целесообразно и правомерно осуществлять через механизмы, предусматривающие возврат инвестиционных средств, через тарифы существующих потребителей. При этом, безусловно, необходимо максимально уменьшить стоимость заемных средств за счет как низких банковских ставок, так и перехода к общепринятой мировой практике по срокам окупаемости на уровне 25–30 лет.

Финансирование расширенного воспроизводства целесообразно осуществлять через механизмы, не приводящие к росту тарифов существующих потребителей. Казалось бы, такая задача могла бы решаться через механизм проектного финансирования, преимуществом которого является отделение основного бизнеса инвестора от окупаемости конкретного проекта при сохранении финансовых показателей действующей инфраструктуры. Однако отсутствие долгосрочных контрактов, обеспечивающих паритет изменения цен на энергию, топливо, материальные ресурсы, а также неопределенность наиболее значимого фактора – гарантированной загрузки новых энергомощностей не позволяют спрогнозировать срок окупаемости и использовать проектное финансирование в чистом виде.

Поэтому бюджетное финансирование нового энергообъекта через специально создаваемое государственное юридическое лицо – заказчика или через механизм софинансирования ГЧП под общие государственные гарантии является предпочтительным. По мере загрузки новых энергообъектов до проектного уровня может решаться вопрос их продажи или слияния с основной компанией, имеющей контрольный пакет у государства.

3.5. Основные потери и риски российской электроэнергетики

Проведенный анализ и сравнение с зарубежным опытом позволяют выделить основные послереформенные центры финансовых потерь и технологических рисков в российской электроэнергетике.
3.5.1. Финансовые потери
3.5.1.1. Модель оптового рынка не соответствует Закону «Об электроэнергетике» (ФЗ-35, ст. 6. п. 1, ст. 20 п. 1) в части соблюдения экономических интересов поставщиков и потребителей электрической энергии и минимизации стоимости электроэнергии. Дополнительное обременение потребителей из-за сверхприбыли поставщиков, использующих дешевые энергоносители (гидроресурсы, ядерные материалы, ТЭС вблизи добычи газа и угля), составляет в зависимости от годовых факторов от 200 млрд руб./год. При этом остальные электростанции и прежде всего социально наиболее значимый крупнейший сектор генерации – городские ТЭЦ в большинстве убыточны и не имеют необходимой валовой выручки.

3.5.1.2. Дорогостоящая система финансирования инвестиционной деятельности генерирующих компаний по ДПМ ведет к дополнительному увеличению тарифов существующих потребителей на 100–120 млрд руб./год. Причина удорожания – высокие банковские ставки и короткие сроки кредитов при завышенной стоимости строительства. Стоимость финансовых средств, привлекаемых для электроэнергетики, с целью кредитования вводов мощностей, покрытия кассовых разрывов для создания запасов топлива и ремонтных ресурсов, по расчетам экспертов «Ренессанс капитал», увеличивает тариф для конечных потребителей в регионах на 9–56%. Это уничтожает для российских потребителей преимущество страны, имеющей собственное дешевое топливо.

3.5.1.3. Увеличение доли сетевой составляющей в конечных тарифах потребителей из-за роста затрат на транспорт электрической энергии по межсистемным (ФСК) и региональным сетям (МРСК). Это привело к обострению проблем «последней мили», увеличению доли ТСО в «котловом» тарифе, строительству потребителями собственной генерации, риску снижения реализации ОАО «Россети» до 90 млрд руб./год.

3.5.1.4. Высокая стоимость строительства энергообъектов и невыполнение регламентов технического обслуживания прямо связаны с действующей дифференцированной системой закупок в абсолютном большинстве энергокомпаний. Ежегодное проведение тысяч тендеров по отдельным проектам и видам ремонтов без перехода к оптовым долгосрочным договорам не обеспечивает создания мощных и эффективных по затратам проектно-строительно-монтажных и сервисных компаний мирового уровня. Удорожание работ по этой причине доходит до 20÷30%. Отсутствие общепринятого в странах ОЭСР детального нормирования работ и системного внедрения передового опыта ведет к дополнительному удорожанию на 10÷15%. Общее удорожание работ оценивается в 120 млрд руб./год.

3.6. Технологические риски

3.6.1. Наибольший технологический риск сегодня находится в основе отрасли – региональных энергосистемах (АО-энерго). Проведенная при реформировании их дезинтеграция по видам бизнеса (генерация – транспорт – распределение – сбыт – диспетчерское управление), а также приватизация строительно-монтажных и сервисных компаний как непрофильных видов бизнеса, раздел региональных электросетевых комплексов по уровню напряжения и мощности трансформаторов привели к разрыву хозяйственных связей и ликвидации созидательного звена отрасли. В это же время произошло неконтролируемое создание территориальных сетевых организаций (ТСО). Общее количество ТСО сегодня составляет около 3600 единиц. В результате потерян единый центр принятия решений по проблемам текущего и перспективного развития электроэнергетики субъектов РФ, который раннее в лице энергосистем имел все необходимые имущественные, контрактные права и ресурсные возможности для полноценного выполнения функции энергоснабжающей организации в регионе. Экономические последствия проведенных реформ – неизбежный рост трансакционных издержек. При этом отсутствие оптимизации затрат постоянно увеличивает вероятность аварий из-за недостатка средств на техническое обслуживание и модернизацию.

3.6.2. Дополнительно возникший технологический риск – усложнение эксплуатации и режимного управления в ЕЭС после передачи диспетчерских служб АО-энерго в состав РДУ – филиалов Системного оператора.

Ранее в АО-энерго весь оперативный персонал диспетчерского управления в субъектах РФ находился в одном правовом и имущественном комплексе. Руководители сменного персонала всех энергообъектов имели контракт с одной энергокомпанией. Реформирование отрасли одномоментно распределило сменных операторов энергообъектов одного региона по различным энергокомпаниям разных собственников, имеющих офисы в различных субъектах РФ за тысячи километров от объектов управления. Такая колониальная система управления при корпоративных регламентах абсолютного приоритета централизации создала систему управления, не учитывающую местных условий и запаздывающую в принятии неотложных мер в аварийных ситуациях. Команды диспетчера верхнего уровня (РДУ, ОДУ) стали пересекать имущественные и контрактные границы при прохождении их до вахтенного персонала энергообъекта.

Для нормальных режимов работы это мало сказывается на исполнении заблаговременно отданных команд, что создает иллюзию полного благополучия. Однако в аварийной ситуации приоритет команд РДУ (ОДУ) сталкивается с приоритетом прибыли любой компании, что мотивирует персонал нижнего уровня использовать свою компетентность для «объяснения» неисполнимости или увеличения срока исполнения команд. При этом в штате РДУ нет технических служб, способных проконтролировать истинное положение дел на местах. В результате происходит неизбежная потеря времени в чрезвычайно ответственные периоды предотвращения аварий и ликвидации их последствий в региональных энергокомплексах. Именно такую управленческую нечеткость мы теперь имеем после дезинтеграции АО-энерго. Надо также иметь в виду, что уровень телемеханизации наших энергообъектов оставляет желать лучшего, а любая команда выполняется конкретными действиями персонала на местах.

4.0. Двоевластие на рынке электроэнергии

Разделение функций диспетчерского управления ЕЭС на коммерческое и технологическое направления дополняет конфликт интересов и прямых противоречий по текущим и перспективным проблемам.

4.1. Коммерческое управление режимом загрузки электростанций обеспечивается Советом рынка и АТС. В соответствии с ФЗ-35 «Об электроэнергетике» (ст. 6 п. 1) общим принципом организации экономических отношений и основами государственной политики в сфере электроэнергетики является «соблюдение баланса экономических интересов поставщиков и потребителей электрической энергии», «использование рыночных отношений при условии надлежащего качества и минимизации стоимости электрической энергии». Однако действующая модель оптового рынка электроэнергии формирует единую равновесную цену продаж не как средневзвешенную цену всех продавцов, а на уровне самой дорогой ценовой заявки, включенной в баланс.

Таким образом модель рынка необоснованно обеспечивает сверхприбыль электростанциям, работающим на дешевом энергоносителе (ГЭС, АЭС, ТЭС вблизи добычи топлива). Дополнительное обременение бизнеса по этой причине может составлять в зависимости от паводка и отопительного сезона, влияющих на режим загрузки АЭС и ТЭС, от 200 млрд руб./год и более. Такой ценовой алгоритм не может обеспечить ни баланса экономических интересов поставщика и потребителя, ни минимизации стоимости электроэнергии. Форсированный рост тарифов за последние годы с превышением уровня наших основных конкурентов это подтверждает. Кроме этого, имеет место трехкратное повышение цен на мощность для новых энергоблоков, введенных собственниками энергокомпаний по договорам о предоставлении мощности (ДПМ), что также воздействует на форсированное обременение потребителей.

При этом существенная часть электростанций, включая ТЭЦ крупнейших городов России, ограничивается по объему производства электроэнергии, что не позволяет иметь им необходимую валовую выручку для поддержания основных фондов в исправном состоянии. Таким образом, отвечая за ценовую эффективность действующей модели, коммерческий оператор фактически нарушает основное законодательное требование государственной политики на оптовом рынке в части баланса экономических интересов поставщиков и потребителей. Это создает угрозу для энергетической безопасности и обеспечения качества электроэнергии из-за снижения надежности самого мощного и социально значимого сектора генерации – ТЭЦ в зоне ответственности Системного оператора ЕЭС.

4.2. Технологическое управление Единой энергосистемы со стороны Системного оператора, в свою очередь, тесно переплетается с работой коммерческого оператора и влияет на ее результаты.

Технологический оператор (СО ЕЭС) определяет поименный перечень первоочередной загрузки энергоблоков и даже целых электростанций, работа которых необходима для системной надежности и поддержания качества электрического тока, а также сохранения основных фондов для поддержания энергомощностей в горячем и холодном резерве. При этом СО ЕЭС отстранился от принятия решений по вынужденной генерации электростанций для нужд теплоснабжения (этот отраслевой опрос передан в правительственную комиссию). Однако режим управления теплофикационной выработкой является существенной особенностью российской электроэнергетики. Эффективная мощность ТЭЦ составляет одну треть от потенциала ЕЭС, и в зимний период она полностью определяется режимом отпуска тепла. В аварийных ситуациях с теплоснабжением происходит значительный наброс нагрузки на ВЛ и трансформаторные подстанции, что, например, имело беспрецедентный уровень прошедшей зимой в Санкт-Петербурге. Представляется, что столь значительное влияние режима теплоснабжения на загрузку электрических сетей для нормальных и аварийных режимов не должно уходить из зоны управления СО ЕЭС (до реформирования отрасли эту задачу решали региональные диспетчерские службы в составе АО-энерго).

В процессе выбора состава включенного генерирующего оборудования (ВСВГО) и составления предварительного диспетчерского графика (ПДГ) для утверждения торгового графика (ТГ) позиция СО ЕЭС исходит из неконкретизированных понятий «надежности» и «качества». В целом ВСВГО – самая закрытая и непрозрачная часть управления рынком, которая оказывает определяющее влияние на результативность любого сегмента ОРЭМ. Это позволяет резервировать излишние мощности в горячем резерве, увеличивать регулирующий диапазон ГЭС или ГРЭС, привлекать к регулированию суточных графиков нагрузки ТЭЦ, увеличивая конденсационную выработку с кратно более высокими удельными расходами топлива. В результате – рост цены продаж всех работающих генерирующих мощностей.

В целом уровень загрузки энергоблоков и электростанций далек от оптимального значения. Это подтверждается многолетней стагнацией удельных расходов топлива на ТЭС, привлечением излишнего количества генерирующего оборудования для неизвестно какому потребителю нужного прецизионного регулирования частоты электрического тока, чрезмерным использованием регулирующей способности уникальной высоконапорной Саяно-Шушенской ГЭС до аварии в августе 2009 года. Исключение компетенции Системного оператора из обеспечения эффективности использования топлива, гидроресурсов и финансовой стабильности энергокомпаний следует считать системной ошибкой, противоречащей законодательно определенной государственной политике в электроэнергетике по минимизации стоимости электрической энергии. Все перечисленное не способствует результативности ОРЭМ и не соответствует общей цели – надежности энергоснабжения потребителей при доступных тарифах. Учитывая, что оценка работы рынка должна производиться по минимальному значению тарифа, решения Системного оператора на ограничение применения модели рынка серьезно ухудшают эффективность деятельности коммерческого оператора.

Реально возникает конфликт интересов Системного оператора, коммерческого оператора и НП «Совет рынка». Без единого государственного органа управления рынком и отсутствия инспекции, имеющей полномочия по проверке задаваемых режимов в ЕЭС, возникающие проблемы или накапливаются, или решаются за счет потребителей. В КНР, как и у нас, нет единого стандарта по уровню системной надежности и единой методики определения необходимого резерва мощности на каждый день и период. Вместо этого местные сетевые компании разрабатывают планы нагрузок, предложения по резервным мощностям и передают их для утверждения компаниям более высокого уровня. Сетевые компании верхнего уровня могут устанавливать собственные значения резервов мощности с учетом возможных перетоков, чтобы обеспечить надежное энергоснабжение.

При этом чрезвычайно важно, что их «аппетит» ограничивается тарифом продажи потребителю, ведь генерирующая компания включает все затраты на поддержание резерва и пуски по утвержденным нормативам в свой тариф. В результате изначально нечеткие понятия «надежности» и «резерва» получают точное экономическое содержание. Полномочия специальных структур сетевых компаний – контролировать качество режима, задаваемого диспетчерскими службами по надежности и экономичности, – дополнительно снижают вероятность необоснованных решений в китайской электроэнергетике.

5.0. Ответственность на рынке

Опасения за негативные последствия конфликта интересов при управлении рынком электроэнергии двумя независимыми структурами вызывает то, что они носят не разовый, случайный, а постоянный, системный характер. Это показывает не только вышеизложенный материал, но и анализ ответственности конкретных исполнителей по основным этапам организации ОРЭМ.

5.1. Ответственность в коммерческом регулировании:

• за возможность алгоритма принятой модели рынка обеспечить баланс экономических интересов продавца и покупателя электроэнергии (Правительство РФ, ФСТ, НП «Совет рынка»);
• за корректность оценки затрат на производство электроэнергии, определяющих ценовые заявки продавцов (НП «Совет рынка», ОАО «АТС», ФАС, субъекты рынка);
• за оптимизацию ценовых заявок субъектов рынка, включенных в баланс производства электроэнергии, с учетом потерь в сетях от точек поставки до центров потребления (формально – АТС и СО ЕЭС, реально – ответственных нет);
• за проведение финансовых расчетов на ОРЭМ (Минэнерго РФ, ОАО «АТС»);
• за финансовый клиринг и финансовые проводки на ОРЭМ (ОАО «ЦФР»).
• за соответствие изменения стоимости продаж электроэнергии на ОРЭМ инфляционному тренду в согласованный период (ответственных нет).

5.2. Ответственность в технологическом регулировании:

• за надежность режимов ЕЭС (СО ЕЭС);
• за качество электроэнергии и потребителей (СО ЕЭС);
• за оптимизацию распределения нагрузок между электростанциями (СО ЕЭС);
• за оптимальное размещение резервов мощности (СО ЕЭС);
• за устойчивость параллельной работы с зарубежными энергосистемами (СО ЕЭС);
• за соответствие изменения стоимости продаж электроэнергии на ОРЭМ инфляционному тренду в согласованный период (ответственных нет).

Кроме выполняемых функций, имеется ряд управленческих процессов, в которых оба оператора выступают в тесном взаимодействии. Например, в процессе выбора состава включенного генерирующего оборудования и утверждения торгового графика СО ЕЭС и АТС взаимодействуют в режиме реального времени. Однако и в этом случае СО ЕЭС не имеет финансово-экономических показателей работы, то есть не несет ответственности за экономику и цены ОРЭМ.

Возможны случаи, когда в соответствии с ценовой заявкой поставщика АТС может сформировать торговый график по приоритету ценовой заявки без учета реальной технической характеристики и направить его СО ЕЭС для безусловного исполнения. Таким образом, во всех случаях формирования и реализации торгового графика СО ЕЭС не отвечает за экономику и цены на ОРЭМ, так же как АТС и Совет рынка не отвечают за надежность и качественные показатели в ЕЭС.

Это означает, что в системе управления рынком электроэнергии (мощности) нарушен принцип дееспособного администрирования: наличие единого управляющего центра в любой системе правления как необходимая предпосылка ее эффективности.

В результате абсолютно не уделено внимание системному стратегированию, позволяющему ответить на вопрос о соответствии принятой модели рынка структуре российской электроэнергетики и целесообразному соотношению объемов централизованного и децентрализованного рынка.

Практически полное забвение получили технологические приоритеты, определяющие народнохозяйственную эффективность отрасли. В модели отсутствуют стимулы для развития когенерации, являющейся основным резервом повышения топливной эффективности и снижения тарифов.

В целом внедренная модель рынка оказалась неконкурентной в сравнении с государственным регулированием по формуле «нормативные затраты плюс нормативная рентабельность», которые общеприняты для естественных монополий, поставщиков топлива, исполнителей работ и услуг в странах ОЭСР.

Общеизвестно, что хорошо настроенная рыночная модель и качественно сформированный механизм государственного регулирования должны приводить к одинаковому итоговому результату для потребителя, чего даже близко нет в действующей модели рынка.

Сегодня говорить, что действующая модель нуждается лишь в донастройке, – значит продолжать игнорировать объективно сложившиеся совершенно другие условия российской электроэнергетики (кратный разброс цен на топливо, беспрецедентная доля (40%) ТЭЦ в генерации, отсутствие нормирования прибыли энергокомпаний и их партнеров), чем в западных энергокомплексах, необоснованно принятых за аналог. Предложенная модель в этих условиях эффективно для стратегии и народного хозяйства работать не может. Об этом свидетельствуют и общие результаты работы рынка, и бесконечные ежегодные корректировки правил оптового и розничного рынков.

Фактически модель находится в режиме постоянного ручного управления на желаемый результат. Доля внемодельных (антирыночных) механизмов, таких как ДПМ с пиком затрат в 2015–2016 годах, увеличение вынужденных генераторов, намечаемый ДПМ-штрих (под модернизацию) и абсолютно необоснованный ДПМ ВИЭ, в существующей модели рынка будут только возрастать, уничтожая всю привлекательность «невидимой руки».

К перечисленному следует добавить исключительную сложность действующей крайне непрозрачной модели, которая использует не одноставочный тариф на электроэнергию (как в Германии и других странах), а двухставочный – на электроэнергию и мощность. При этом продажа электроэнергии и продажа мощности ведутся по пяти (!) тарифам. Мы опоздали с внедрением таких рискованных экспериментов ровно на десять лет: это надо было делать тогда, когда принимали Закон «Об электроэнергетике».

Сейчас при достижении запредельных тарифов арбитром для принятия решения должен быть не либеральный эксперт, который сознательно или по недомыслию не учел ни одной особенности отечественной электроэнергетики, а энергоемкий российский бизнес, обеспечивающий прямо и косвенно через торговлю 3/4 налоговых поступлений.

6.0. Зарубежный опыт снижения стоимости строительства

В мировой практике применяются следующие методы уменьшения инвестиционного обременения тарифов.

6.1. Долгосрочное кредитование (на 25–30 лет) капитального строительства объектов энергетической инфраструктуры при минимальных процентных ставках (1-2%). Это позволяет в российских условиях кратно снизить – от 2 до 5 раз (в зависимости от объема строительства в регионах) – инвестиционную составляющую в тарифах на электроэнергию. В случаях, когда проектная загрузка новых энергомощностей гарантируется секторами экономики, имеющими явные конкурентные преимущества, для ускорения завершения работ применяется отсрочка выплаты налогов до ввода энергообъектов в эксплуатацию.

6.2. Софинансирование государством строительства новых энергообъектов, использующих эффективные новейшие технологии, для обеспечения сроков их окупаемости на уровне минимального значения в промышленных секторах экономики. Это соответствует действующему механизму гарантирования инвестиций для ввода неотложных резервных мощностей и широко применяется в КНР для снижения инвестиционной составляющей в тарифах до уровня не более 10%. В дорожном строительстве к этому методу относится начавшая внедряться практика инвестиционных контрактов жизненного цикла.

Очень важно, что все эти методы выводят существующих потребителей из системы тарифного финансирования новых проектов.

К этому же методу следует отнести и методы финансирования за счет выпуска инвестиционных облигаций. Сегодня этот метод имеет наибольшее предпочтение в КНР, а в России уже начато реальное использование реализации проектов развития транспортных инфраструктур, прежде всего в РЖД.

Метод проектного финансирования также используется во многих странах. Но его объем сегодня не является определяющим. Финансовые институты, даже при убедительных экономических обоснованиях, учитывая определяющее значение внешних факторов, стали отдавать предпочтение государственным гарантиям.

6.3. Детальное нормирование затрат, учитывающее не только применение новых технологий, материалов и механизмов, но и современных программных продуктов для эффективного управления строительно-монтажными работами, активно применяется во всех странах ОЭСР и КНР. Потенциал снижения затрат за счет производительности труда и сроков строительства стоимости работ на конкретном энергообъекте составляет от 10 до 20%. Сегодня этот метод реализован во всех развитых странах и КНР и обеспечивает общее снижение тарифов конечному потребителю до 10%.

6.4. Общим принципом для экономически развитых стран (ОЭСР) является планирование снижения удельной себестоимости строительства энергетических объектов по методике «освоение опыта». Так, например, снижение удельной стоимости по «освоению опыта» на 2010 год по АЭС и ТЭС составило от 6 до 10%, а по установкам ВИЭ до 20% (!) (рис. 13).

6.5. Проверенной системой снижения затрат в энергетике следует считать применение типовых проектов строительства объектов с использованием узкого типоразмерного ряда оборудования при оптовом заказе для машиностроения. Это позволяет снизить стоимость изготовления оборудования и минимизировать затраты на проектные, строительные, монтажные и наладочные работы от 20 до 30%. Такой метод широко применялся в СССР, а сейчас нашел дальнейшее развитие в КНР. К сожалению, в России этот метод сегодня практически не применяется.

6.6. Реальность использования перечисленных методов сегодня.

Первый метод зависит как от готовности наших финансовых институтов, так и от давно ожидаемой всеми активной государственной инфраструктурной и промышленной политики. Здесь в лучшем случае можно рассчитывать лишь на постепенное улучшение положения в будущем.

Второй метод полностью зависит от позиции Правительства РФ. Он будет эффективен, если параллельно с энергетическим строительством будут под гарантии и контроль государства развиваться потребляющие сектора экономики.

Третий и четвертый методы могут внедряться после изменения существующей практики проведения торгов на подрядные работы в энергокомпаниях. Их целью должно быть не снижение цены любым методом, что реально ухудшает качество и увеличивает сроки работ, а создание заказчиками долгосрочных предпосылок для оптимизации процесса изготовления и строительства.

Это необходимо для реализации стратегической задачи любой развивающейся страны – создания мощных, эффективных по затратам машиностроительных, проектно-строительно-монтажных фирм – аналогов крупнейшим транснациональным корпорациям. Без этого невозможно качественно изменить процесс капитального строительства и снизить до необходимого уровня последующие затраты за жизненный цикл в электроэнергетике. Пятый метод требует радикального усиления верхнего уровня управления отраслью и оптимизации структуры. Такая итоговая структура отрасли, основанная на конкуренции крупнейших генерирующих и сетевых компаний, аналогичных китайским и европейским гигантам, способна обеспечить эффективное функционирование и развитие электроэнергетики, столь необходимые для экономики России.

6.7. Сегодня крайне актуально определиться с итоговой структурой российской электроэнергетики, способной использовать системный эффект масштаба и оптовых заказов в условиях конкуренции с мировыми лидерами. Представляется, что особое внимание целесообразно уделить китайской отраслевой модели, которая создана на основе детального изучения и развития на современном уровне советского, европейского, американского и японского опыта.

При проведении реформ единый национальный энергокомплекс КНР разделен в генерации на пять генерирующих компаний мощностью до 200 ГВт каждая, конкурирующих на регулируемом рынке по модели «Единственный покупатель» за уровень загрузки своих электростанций, зависимость цены электроэнергии которых от нагрузки утверждается государством. В лице «Единственного покупателя» на двух территориально разделенных рынках выступают два национальных электросетевых комплекса: Государственная сетевая компания Китая и Китайская южная сетевая компания, которые покупают электроэнергию от электростанций и продают ее потребителям по регулируемым тарифам. За планирование и регулирование всей отрасли отвечает Государственная комиссия по регулированию электроэнергетики, с марта 2013 года включенная в состав Национальной энергетической администрации, которая, в свою очередь, входит в Национальную комиссию по развитию и реформам (рис. 14).

На нижнем уровне управления в китайской электроэнергетике созданы дочерние электросетевые компании в провинциях и префектурах с развитой системой технического и научного обслуживания. Трехзвенная концентрация электросетевого потенциала (центр – провинция – префектура) образовала дееспособную структуру, которая на нижнем уровне префектур выполняет роль энергоснабжающей организации перед потребителями и органами власти.

Сети префектур формируют балансы производства и потребления электроэнергии, которые потом через провинции входят в общенациональный баланс. Такая конкретная территориальная и балансовая ответственность дополняется конкуренцией во всех видах энергетического бизнеса и эффективным сравнением результатов деятельности на внутреннем и внешнем рынках.

Необходимо отметить, что Диспетчерское управление и сбытовая деятельность (в отличие от российской электроэнергетики) также входят в состав обоих электросетевых национальных энергокомплексов (рис. 15).

Пять генерирующих компаний продают электроэнергию своих электростанций соответствующим сетевым компаниям по регулируемым тарифам, определяемым государственной комиссией по регулированию в электроэнергетике. Принцип регулирования «Нормативная себестоимость плюс целесообразная рентабельность» определяется по системному эффекту в экономике в целом исходя из влияния уровня тарифов на конкурентоспособность энергоемких отраслей. Оптимизационный приоритет загрузки электростанции определяется исходя из технических характеристик энергоблоков, затрат на содержание резерва, стоимости пусков, что фактически соответствует режиму конкуренции в топливоиспользовании.

Развивающаяся эксплуатационная структура единой энергосистемы Китая тесно связана с мощными созидательными комплексами в проектировании, строительстве, монтаже и техническом обслуживании энергообъектов. При этом электроэнергетика играет интегрирующую роль в отраслях-партнерах, где за последние десять лет совместно с мировыми лидерами созданы гигантские компании в энергомашиностроении, электротехнике, системах управления и приборостроении, которые на равных конкурируют с ведущими транснациональными корпорациями.

6.8. Не имеющий аналогов темп развития электроэнергетики высоких технологий и параметров в КНР – результат успешной реализации правительством пяти стратегических решений, обеспечивающих:

• создание условий для привлечения прямых иностранных инвестиций с переходом на собственные источники и механизмы финансирования расширенного воспроизводства по системе ГЧП и выпуска облигаций, государственных гарантий;
• создание экономической заинтересованности для серийного использования самых современных зарубежных технологий, оборудования и конструкций на новых энергообъектах за счет оптовых долгосрочных контрактов с ведущими мировыми компаниями при условии комплектной локализации их разработок на китайских заводах;
• создание мощных и эффективных по затратам проектно-строительно-монтажных организаций, в том числе совместных производств с лидерами мирового уровня: Shanghai Electric с Siemens, Dongfang с Mitsubishi, Harbin с General Electric;
• разукрупнение национальной монополии в генерации (пять компаний), транспорте и распределении электроэнергии (две компании) с целью развития полномасштабной конкуренции в эксплуатации и строительстве при использовании сравнительного анализа для совершенствования всех видов энергетических бизнесов;
• использование механизма регулируемого ценообразования для простого воспроизводства и современной системы финансирования развития систем электропередачи и дистрибуции за счет выпуска облигаций.

Приходится констатировать, что такие масштабные решения совершенно не принимаются сегодня Правительством России.

6.9. Выполнение указанных решений сопровождалось постоянно действующими противозатратными мерами:

• беспрецедентным сокращением типоразмерного ряда основного и вспомогательного оборудования при массовом внедрении типовых проектов электростанций и электроподстанций;
• постоянным детальным нормированием затрат, учитывающих использование передовых технологий организации работ, новых механизмов, материалов и программных продуктов в организации строительства энергетических объектов и техническом обслуживании;
• проведением объединенных тендеров на строительство электростанций, электроподстанций и ВЛ внутри страны и за рубежом с обязательной конкуренцией между китайскими и зарубежными компаниями.

В целом анализ положения в электроэнергетике КНР показывает, что там создана компетентная, ответственная и дееспособная структура управления, способная к самоусовершенствованию за счет создания условий для полноценной конкуренции во всех видах энергетического бизнеса в центре и на местах, а также использования рациональных эффективных механизмов финансирования развития.

Структура управления электроэнергетической отраслью КНР основана на четком распределении централизованных и децентрализованных функций по обеспечению территориального и общеотраслевого баланса производства и потребления электроэнергии. При этом сетевые компании являются интегрированными игроками на рынке передачи, распределения и сбыта электроэнергии, реально выполняя функции энергоснабжающих организаций (гарантирующих поставщиков) для потребителей.

Беспрецедентный успех реализации программы развития заслуживает особой оценки из-за пунктуального соблюдения в КНР всех внутренних и внешних критериев энергетической безопасности. Это позволило обеспечить почти двукратное снижение удельных затрат на вводимые мощности и высокую готовность устранения возможных природных факторов, нарушающих надежность энергоснабжения за счет:

• абсолютного преобладания собственных энергоносителей (уголь, гидроресурсы, АЭС, ВИЭ) для обеспечения нужд экономики КНР;
• освоения китайской промышленностью комплектного изготовления энергетического оборудования и строительства энергообъектов любой сложности (кроме высокотемпературных ПГУ и ГТУ);
• своевременной диагностики и полноценного регламента технического обслуживания оборудования и сооружений китайскими сервисными компаниями на самом современном уровне.

6.10. Дополнительные факторы влияния на затраты.

Рассмотрение зарубежного опыта для снижения затрат и тарифов на электроэнергию будет неполным, если не дать оценку следующим факторам влияния, которые находятся внутри и за пределами отрасли и ее основных партнеров-смежников.

В настоящее время на приоритетное решение в отрасли претендуют следующие направления:

• финальная структура электроэнергетики России, способная решать вызовы ХХI века;
• целесообразность дальнейшей приватизации активов отрасли и ее последствия для выполнения основных функций;
• создание эффективной системы государственного регулирования затрат и тарифов на энергию.

6.10.1. Финальная структура электроэнергетики в ХХI веке.

С учетом вышеизложенного по современной зарубежной практике, а также советского и российского опыта представляется целесообразным усилить электроэнергетическое направление в Минэнерго РФ. Необходимость этого шага определяется возрастающим отставанием отечественной электроэнергетики от потенциальных конкурентов как в традиционной, так и в возобновляемой электроэнергетике по новейшим технологиям основного и вспомогательного оборудования, АСУ ТП и информационному обеспечению. Мы отстаем на пять–семь лет в решении текущих проблем, на семь–десять лет в разработке стандартов и регламентов и не упреждаем локализацию рисков и угроз, возникающих из-за последствий реформ.

Сегодня в Минэнерго РФ работает всего 300 человек, из которых к электроэнергетике можно отнести лишь шестьдесят. Причем среди них практически нет энергетиков с положительным опытом работы в крупных энергокомпаниях или головных отраслевых институтах. Для сравнения следует указать, что в союзных министерствах топливно-энергетического комплекса СССР, когда все отрасли были вертикально интегрированы и имели хозяйственные функции, работало 6800 человек. При этом в Минэнерго СССР было 1200 специалистов. Но, кроме этого, на отраслевом уровне работали около 10 000 сотрудников головных институтов, находящихся в прямом подчинении ведомства. Это позволяло иметь в отрасли необходимые компетенции по проведению единой технической политики, разработке обоснованных перспективных программ развития и инноваций. Многолетний мировой приоритет советской электроэнергетики в освоении сверхвысоких параметров рабочей среды и величины единичной мощности агрегатов на электростанциях и в сетях при низких удельных затратах на расширенное воспроизводство и высокой эффективности эксплуатации являлся лучшим доказательством дееспособности управления. Следует отметить, что эффективность отрасли во многом была достигнута за счет как высокой квалификации ее руководящего звена, так и оптимизации централизованных и децентрализованных функций, позволяющих полноценно использовать инициативы центра и энергосистем.

Подобные системы управления эффективны и сегодня: такая структура, например, реализована в США, где в Министерстве энергетики работает 14 000 сотрудников, из них более 95% в институтах и лабораториях.

Можно ли сегодня без дополнительного обременения потребителей увеличить численность и квалификацию персонала структур Минэнерго РФ, работающих на электроэнергетику? Безусловно, можно. Для этого необходимо ввести в состав Минэнерго РФ ведущие институты отрасли (или входящие в их состав структуры по перспективным направлениям).

К организациям, которые целесообразно передать в состав министерства, относится прежде всего институт «Энергосетьпроект» (ЭСП). Кроме того что ЭСП занимался собственно проектированием, он многие годы был головной организацией по оптимизации размещения производственных сил в электроэнергетике. Выбор мощности и места строительства энергообъектов, как и обоснование параметров устанавливаемых агрегатов, проводился только по результатам экономического сравнения вариантов. При этом учитывались затраты на: добычу и транспорт сравниваемых видов топлива, производство электроэнергии для различных типов электростанций, электросетевую инфраструктуру для транспорта и распределения энергии до потребителя при различных уровнях напряжения и линейном резервировании.

Возможности регулирования напряжения на электростанциях, в электрических сетях и у потребителей, маневренные характеристики новых энергоблоков рассматривались ЭСП с учетом совмещенного максимума нагрузок по зоне каждого ОДУ.

Решали аналогичные задачи по отдельным аспектам программ развития, подготовке технических заданий и принимали непосредственное участие в разработке нового оборудования, включая модельные исследования, отраслевые институты: ВНИИЭ, ЭНИН, НИИПТ, ТЭП, Гидропроект, ВНИПИ энергопром и другие – с привлечением вузов и институтов смежных отраслей. Аналитическая и организационная работа по эксплуатации оборудования электростанций и сетей проводилась фирмой ОРГРЭС, по техническому обслуживанию энергообъектов – ЦКБ «Энергоремонт». Однако общая координация со смежными отраслями работ, ее противозатратная нацеленность на народно-хозяйственную эффективность обеспечивались Минэнерго СССР.

Актуальность реорганизации структуры отрасли назрела еще 12 лет назад, когда было принято Постановление Правительства РФ № 526 «О реформировании электроэнергетики» от 11 июля 2001 года. Сегодня она просто необходима, так как действующая структура не способна решать проблемы отрасли. Дополнительные финансовые ресурсы для этого на настоящем этапе не нужны. Важнейшей задачей для Минэнерго РФ является консолидация имеющихся фондов НИОКР в компаниях и направление их на решение конкретных отраслевых задач (от стандартизации и технической политики до конкретной разработки новой техники и технологий). Представляется целесообразным развернуть на нужды отрасли и деятельность Российского энергетического агентства, где работают 2000 человек и бюджет которого составляет 500 млн рублей. Вопросы энергосбережения должны быть нормальным дополнительным инструментом решений перспективных проблем.

Конечно, данное предложение не предполагает варианта сплошной централизации всех перспективных функций. Представляется целесообразным разделение ответственности на основе принципов рациональной децентрализации:

• учитывая проведенную консолидацию активов в ОАО «Россети» целесообразно передать на корпоративный уровень основные проблемы электрических сетей;
• функции теплоснабжения целесообразно децентрализовать, поручив основные вопросы ООО «Газпромэнергохолдинг», которое консолидировало у себя беспрецедентные теплосетевые активы;
• для аналитических функций представляется целесообразным, по опыту зарубежных стран, задействовать потенциал специализированных энергетических вузов. Такое решение будет предпочтительно для отрасли как по условиям компетентности и объективности, так и в не меньшей мере для вузов, получающих доступ к анализу реальных режимов эксплуатации, оценке конкретных показателей надежности и эффективности оборудования отечественных и зарубежных фирм.

6.10.1.1. Диспетчерское управление в Единой энергосистеме страны

В настоящее время положение диспетчерского звена в структуре российской электроэнергетики кардинально изменилось. Безусловно, оно продолжает занимать одно из ведущих мест в системе отраслевого управления, но монополия в оптимизации режимов работы энергосистем нарушена. Ранее (поз. 2.6, 4.0, 5.0) было отмечено, что на оптовом рынке электроэнергии сегодня имеет место двоевластие. Совместно с СО ЕЭС в едином правовом, технологическом и экономическом поле одновременно функционируют защищенные законодательством коммерческий оператор – ОАО «АТС» и некоммерческое партнерство «Совет рынка».

Кроме этого, на нижнем уровне в состав семи филиалов-ОДУ включены 52 региональных диспетчерских управлений – РДУ (или их представительства), ранее входивших в состав АО-энерго в виде диспетчерских служб, что ослабило основу отрасли – региональные энергокомплексы. Непосредственно СО ЕЭС добавлены функции контроля за техническим обслуживанием оборудования, вводом новых энергомощностей и подготовкой энергокомпаний к работе в зимний период, а также инвестиционная деятельность.

Перечисленные изменения общеизвестны, однако вне должной оценки остается то, что ответственнейшая структура Единой энергосистемы страны – СО ЕЭС – после проведенного реформирования не имеет государственного отраслевого ока для контроля за режимной деятельностью, непосредственно влияющей на надежность и эффективность энергоснабжения потребителей.

В российской электроэнергетике и без того достаточно много технологических и финансовых рисков, влияющих на текущую деятельность и сбалансированность развития. Представляется абсолютно недопустимым, чтобы структура, определяющая системную надежность и затратность национального энергокомплекса, не контролировалась компетентной специализированной отраслевой структурой.

Вышеприведенные данные (поз. 2.6, 6.7) свидетельствуют о тенденции ведущих национальных энергокомплексов (Англия, КНР) к отказу от аукционных маржинальных моделей рынка, объединению функций коммерческого и технологического оператора и включению диспетчерского управления в состав электросетевых холдингов, где четко функционируют специализированные инспекторские департаменты. В КНР функции надзора и контроля возложены на государственную комиссию по регулированию электроэнергетики.

Очевидно, нам тоже целесообразно с участием широкого круга экспертов детально рассмотреть место и функции контролируемого диспетчерского управления в российской электроэнергетике.

6.10.1.2. Генерирующий комплекс российской электроэнергетики уже сегодня имеет несколько укрупненных компаний: ОАО «Газпромэнергохолдинг» – 37,0 ГВт, ОАО»Интер РАО ЕЭС» – 27,5 ГВт, ОАО «Росэнергоатом» –20,9 ГВт, ОАО «РусГидро» – 36,5 ГВт, ОАО «КЭС Холдинг» –16,0 ГВт, где сосредоточено более половины энергомощностей. Это был, безусловно, ожидаемый и положительный процесс, однако его хаотичность не позволила реализовать весь потенциал эффекта. Новые консолидированные энергокомпании еще кратно меньше уровня концентрации основных фондов наших конкурентов — крупнейших европейских и тем более китайских энергохолдингов. Но самое плохое, что при приватизации региональных энергокомплексов в России нарушен территориальный принцип ответственности за энергоснабжение, а основной сектор генерации – ОГК – вообще создан по экстерриториальному принципу. При этом разделение базовых и маневренных энергомощностей проведено без взаимной адекватной компенсации затрат, связанных для каждой электростанции с участием в суточном графике нагрузки и выполнением системных услуг по заданию СО ЕЭС.

Представляется целесообразным вернуться к рассмотрению возможности образования энергопулов на территории функционирования ОДУ. Это позволит организовать между ними противозатратную конкуренцию по граничным перетокам энергии (мощности) для более точной оценки экономики режимов энергоснабжения и услуг, а также расширит возможности бенчмаркинга для основных подразделений СО ЕЭС (ОДУ и РДУ).

6.10.1.3. Электросетевой комплекс.

После образования ОАО «Россети» вопрос оптимизации электросетевой структуры фактически перешел на уровень корпоративных решений. Это значительно упрощает реализацию задач технической политики, проведение противозатратных мер, устранение дублирования функций и общее снижение трансакционных издержек за счет оптимизации структуры компании.

Важнейшей задачей сегодня является создание укрупненных региональных распределительных электросетевых комплексов с включением в них сетей до 220 кВ включительно. Без этого невозможно оптимизировать инвестиционную, эксплуатационную и ремонтную деятельность на уровне регионов.

Очевидно, надо тщательно проанализировать состояние оборудования, а также удельную численность персонала в сетях МРСК и ФСК каждого субъекта Российской Федерации. Противоаварийную и финансовую устойчивость, задачи модернизации и развития карликовые электрические сети обеспечить не могут, что ставит на повестку дня вопросы укрупнения и оптимизации структуры сетей на региональном и межрегиональном уровне. В то же время у нас имеется огромный опыт успешного функционирования крупных единых электросетевых комплексов на территории нескольких субъектов РФ. В Мосэнерго это был многолетний опыт для четырех и даже пяти субъектов, в Тюменьэнерго – для трех субъектов, в Ленэнерго, Хабаровскэнерго – для двух субъектов РФ. Сегодняшние технические возможности связи и АСУ ТП открывают новые перспективы и дополнительные возможности управления консолидированными активами, что является реальным и значимым противозатратным преимуществом вертикальной интеграции в сетях. В Европе это полноценно используется большинством энергокомпаний. Для российских условий на очереди дня стоит консолидация активов ТСО. На основании того же европейского опыта это целесообразно решать через ликвидацию «котла», лицензионные требования и прямое запрещение создавать несколько электросетевых компаний в одном муниципальном образовании.

Подавляющая часть недостатков модели рынка для генерирующих компаний устраняется после замены маржинальной модели рынка на модель «Единственный покупатель». Однако необходимая дееспособность, инвестиционная эффективность и реальная ответственность за энергоснабжение не могут быть восстановлены без возврата к понятиям «энергоснабжающая организация», что возможно только при вертикальной интеграции по напряжению в региональных распределительных сетях.

6.10.1.4. Сбытовая деятельность в электроэнергетике достаточно подробно описана в поз. 2.4, 6.7. Эффективность включения энергосбытов в состав сетевых компаний очевидна экспертам и практикам. Ни один собственник любой сетевой структуры никогда не отдаст кассовый зал на аутсорсинг чужому подрядчику. Представляется, что чем быстрее мы передадим продажу электроэнергии электросетевым компаниям, тем меньше финансовых потерь будут иметь субъекты оптового и розничного рынков.

Однако особенности авансовой продажи электрической и тепловой энергии, неотключаемый статус населения и социально значимых потребителей при высокой задолженности на рынках свидетельствуют о том, что еще не все факторы гарантированной оплаты электроэнергии задействованы.

В советский период значимым фактором было право энергоснабжающих организаций на безакцептное списание задолженности с коммерческих потребителей.

В Германии и многих европейских странах каждый гражданин имеет коммунальную пластиковую карту для еженедельной оплаты коммунальных платежей. Ответственность за наличие достаточной суммы средств на таких пластиковых картах возлагается на граждан. В США и других странах устанавливаются счетчики с контролем оплаты и автоматическим выключением при длительной задержке платежей за электроэнергию, воду, газ. В Италии, например, используется метод снижения напряжения на секциях электроподстанций, питающих должников за электроэнергию.

6.10.2. Государственное регулирование тарифов.

Переход на модель рынка «Единственный покупатель» предусматривает государственное регулирование затрат и тарифов на электроэнергию. В случае принятия решения о замене действующей модели рынка надо несколько подробнее рассмотреть специфику эффективного регулирования тарифов. Общепринятая формула цены – «нормируемая себестоимость плюс целесообразная рентабельность».

В настоящее время в мире накоплен огромный опыт эффективного регулирования тарифов естественных монополий и коммунальных затрат.

В европейской электроэнергетике: Франции, Чехии и других странах – функционируют сложившиеся методическая и практическая системы регулирования тарифов. Китай, даже в условиях беспримерного инвестиционного бума в электроэнергетике, про- водит государственное регулирование тарифов потребителям и затрат генерирующих и сетевых компаний.

В американской электроэнергетике до сих пор 50% штатов имеют регулируемые тарифы. Если говорить о коммунальных службах, то в Нью-Йорке регулируется практически все – от водопровода и канализации до вывоза мусора.

Почему в сложившихся рыночных странах, где конкуренция и прибыль – незыблемые приоритеты, так спокойно уживается с ними государственное регулирование?

• Во-первых, использование давно отработанной методики детального рассмотрения всех составляющих затрат энергокомпаний, исключающей получение ими сверхприбыли;
• во-вторых, постоянная корректировка исходных данных прогнозов по изменению взаимозависимых цен на энергию, топливо, материальные ресурсы, оплату труда и налоговые платежи;
• в-третьих, более низкая инфляция в экономике развитых и развивающихся стран, позволяющая уменьшать рост тарифов;
• в-четвертых, общепринятая практика нормирования рентабельности на распространенную промышленную продукцию в размере до 10%. На внутреннем рынке западных стран исключены случаи закупок топлива электростанциями и муниципальными котельными с рентабельностью продаж более 10%;
• в-пятых, постоянное (не реже одного раза в два-три года) детальное нормирование затрат по всем видам технического обслуживания и строймонтажных работ. Это позволяет нацеливать всех исполнителей на внедрение новых эффективных машин, механизмов, измерительной техники и программных продуктов, обеспечивающих рост производительности труда. Ежегодное снижение удельной стоимости ввода новой мощности за счет методики «использования опыта» является общепринятым системным подходом для стран ОЭСР, и, например, в 2010 году оно составляло по АЭС – 6%, по ВИЭ – 20%;
• в-шестых, в Европе, США, Китае энергетические компании имеют в лице крупнейших национальных компаний эффективных по затратам партнеров по проектированию, изготовлению, строительству и техническому обслуживанию объектов электроэнергетики. В новом строительстве они постоянно конкурируют между собой при проведении тендеров по новым энергообъектам.

При техническом обслуживании оборудования энергообъектов антимонопольное законодательство Германии и других стран, например, обязало фирмы-изготовители продавать частным компаниям (часто небольшим и средним фирмам) лицензии на изготовление основных запасных частей и ответственных узлов с коротким сроком службы. Это исключило монополизм поставщика и снизило стоимость некоторых запасных частей на 15÷20%. Такое решение даже позволило крупнейшей энергокомпании Германии E.ON составить в последние годы конкуренцию ведущей фирме-изготовителю Siemens при проведении капитальных ремонтов пылеугольных энергоблоков мощностью до 1000 МВт включительно, на которых E.ON выполняет теперь своими силами до 80% работ;

• в-седьмых, регулирование тарифов в зарубежных странах, которое, как правило, проводится на несколько лет (не менее чем на три года). Межрегулировочный период энергетические комиссии используют для более детального анализа затрат, контроля состояния оборудования и качества работ по его техническому обслуживанию, а также качества ввода новых энергомощностей на энергообъектах. В совокупности с данными финансовых годовых отчетов по суммам заработанной прибыли это повышает компетентность и обоснованность решений при утверждении тарифов на новый срок;
• в-восьмых, использование в странах ОЭСР и Китае механизмов финансирования расширенного воспроизводства со значительно меньшей ценой финансовых средств по сравнению с российскими условиями кредитования. Кроме этого, механизм финансирования инвестиций широко использует систему облигационных займов и схемы проектного финансирования, которые позволяют не обременять тарифы существующих потребителей оплатой нового строительства;
• в-девятых, электросетевое строительство и подключение новых потребителей, которые обеспечиваются электросетевыми компаниями под финансовые гарантии потребителей (инвесторов энергопотребляющих объектов, банков, финансирующих основной проект). Тем самым реализуется принцип «бери или плати», который полностью исключает нашу основную беду – длительную эксплуатацию незагруженных электростанций и сетей;
• в-десятых, экономическая корректность, длительный срок действия тарифов при конкретной ответственности и независимости органов государственного регулирования, раскрывающие их инициативу.

В США в 90-е годы это привело к строительству так называемых «электростанций энергосбережений». Без вложений в новую генерацию была снижена мощность потребления энергии на 32,0 ГВт за счет внедрения эффективных энергосберегающих технологий в энергоемких секторах экономики. При этом удельная стоимость сэкономленного киловатта составила от 300 до 500 долларов, что в 1,5-2 раза дешевле строительства новых ТЭС.

Для снижения затрат на строительство электрических сетей и уменьшения платы за транспорт электроэнергии за последние двадцать лет в США введено в эксплуатацию более 150 ГВт распределенной генерации в центрах потребления. Это означает, что электроэнергия, выработанная на энергоблоках малой мощности (10–25 МВт), поставляется потребителем на 30% дешевле. Подобные решения при поддержке органов госрегулирования широко применяются и в европейских странах.

Такой комплексный подход нацелен на сравнение с лучшим, «эталонным» достижением по технологическим достижениям в эксплуатации и строительстве. Сравнительный анализ оказывается значительно более эффективным, чем метод фактически аукционной ценовой торговли на либеральных рынках электроэнергии.

6.10.3. Дальнейшая приватизация активов энергокомпаний

Лоббисты таких предложений агитируют за них как за якобы единственную возможность поднять эффективность отрасли и одновременно получить дополнительный доход в федеральный бюджет. Однако многолетний опыт советской, французской и китайской электроэнергетики показывает, что этот тезис далеко не бесспорен, а вот что абсолютно неизбежно происходит при приватизации, так это снижение роли государства. Вместе с этим уменьшаются возможности влияния государства на управление и процессы, протекающие в энергокомпаниях и отрасли, что не соответствует Конституции Российской Федерации (КРФ).

6.10.3.1. «Российская Федерация – социальное государство, политика которого направлена на создание условий, обеспечивающих достойную жизнь и развитие человека» (ст. 7 п. 1 КРФ). Стабильное функционирование системы электроснабжения, безусловно, относится к таким условиям. Без контрольного пакета акций в основных энергокомпаниях государству невозможно гарантировать надежность работы электроэнергетических комплексов в регионах и стране в целом.

6.10.3.2. «В ведении Российской Федерации находятся федеральные энергетические системы» (ст. 7 п. «и» КРФ). Электроэнергетика, являясь главной отраслью жизнеобеспечения, полностью входит в основу федеральных энергетических систем. Столь жесткое требование об отнесении электроэнергетики к вопросам ведения государства не является чем-то исключительным для государств, территории которых находятся в высоких широтах. Например, в скандинавских странах Европы и канадской части Северной Америки контрольные пакеты акций энергокомпаний находятся в собственности муниципалитетов и провинций. Такое решение обосновано конкретной ответственностью перед населением и бизнесом соответствующих органов власти, которые получают возможность полного контроля за деятельностью энергокомпаний. Это чрезвычайно важно, так как при авариях в основной системе жизнеобеспечения – электроснабжении одновременно наступают крайне негативные последствия для других инфраструктур, также влияющих на социальную стабильность общества:

• отключается электроснабжение населения, социальной сферы, бизнеса и зданий массового нахождения граждан (спортивных, культурных, офисных);
• прекращается теплоснабжение от котельных и ТЭЦ, работающих на любых видах топлива;
• останавливаются насосные станции водопровода, канализации и очистных сооружений;
• обесточивается контактная сеть городского (включая метро) и междугородного электрифицированного транспорта;
• отключается наружное освещение и прекращается регулирование движения автотранспорта;
• прекращается работа средств связи из-за перегрузки и потери электропитания на телефонных станциях и в узлах ретрансляции;
• встают лифты в домах, эскалаторы в метро и общественных зданиях;
• прекращается отпуск бензина и дизтоплива на заправочных станциях;
• невозможно вызвать для экстренной помощи МЧС, врачей, полицию.

Букет негативных факторов показывает, что обесточивание систем электроснабжения – это тяжелый стресс для тысяч граждан. Аварии в системах электроснабжения в зимний период, ведущие к останову теплоснабжения, по своим последствиям могут превосходить тяжелые техногенные катастрофы. Именно поэтому самым ответственным и рачительным хозяином для энергетической инфраструктуры является государство. Необходимо учитывать, что после приватизации акционерное общество не отвечает по обязательствам государства (ст. 3 п. 4 ФЗ «Об акционерных обществах»). В результате государство становится неправомочным определять необходимые для граждан страны уставные цели и приоритеты в деятельности энергокомпаний, которые утверждаются собраниями акционеров.

6.10.3.3. Официальное обоснование приватизации, которое декларирует правительство, таково: частный собственник более эффективен, чем государство. Однако ни рейтинговые агентства, ни аудиторские компании этого не подтверждают. Регулярно проводимые аудиты стабильно фиксируют сравнимую результативность управленцев для обоих видов собственности. Мнение ведущих экспертов, известных ученых и даже нобелевских лауреатов более определенно: форма собственности не является решающим фактором для эффективности бизнеса; основное условие успеха – компетентность, опыт и организационная эффективность конкретных менеджеров.

Детальный анализ показывает, что в сфере услуг частный собственник, как правило, работает эффективнее. Он также более эффективно организует труд на коротких и средних временных периодах при выполнении ординарных работ с использованием готовых изделий и материалов.

Однако в фондоемких, наукоемких производствах, а также в сложных технологиях государство за счет реализации долгосрочной конкурентной стратегии и концентрации научного и технологического потенциала реализует свое преимущество. То же самое относится к разработке сложного дорогостоящего оборудования и технологий, требующих длительных, дорогостоящих исследований.

Вышеизложенное подтверждается фактическим материалом: северные страны Европы и Америки уже более ста лет отдают предпочтение в управлении инфраструктурными комплексами муниципалитетам, доля которых в энергокомпаниях составляет от 50 до 100%. И это объективная реальность эффективности государственного управления электроэнергетикой для обеспечения социальной стабильности общества.

Некоторые примеры из энергетической инфраструктуры Германии.

Водоснабжение Берлина, перешедшее в частные руки, обходилось горожанам втридорога, дороже всех в стране. Вызванные ростом тарифов недовольство и гражданские протесты вынудили власти принять политическое решение о его обратном выкупе, хотя за годы частного владения оно подорожало в разы при далеко не законченной модернизации. И это не единичные решения.Рекоммунализация – таким термином называется возвращение муниципальных энергетических хозяйств в прежние руки.

За последние годы это удалось примерно двум сотням городских коммун Германии! Наиболее значимое решение о выкупе у частных компаний сетей газового хозяйства и электроснабжения в муниципальные руки принято в сентябре 2013 года на референдуме жителями Гамбурга. Совершенно очевидно, что эти непростые и недешевые решения принимались осмысленно.

Следует отметить, что частные компании, обслуживающие газовые и энергетические сети Гамбурга, не являются ни посредниками, ни фирмами-однодневками. Ими владели на правах концессии наиболее авторитетные европейские компании: немецкий энергетический гигант Е.ОN и ведущий шведский концерн Vattenfall. Решающими доводами в пользу возврата сетей были: открытость муниципальных компаний для анализа затрат, компетентное противозатратное регулирование тарифов, контролируемые управленческие расходы, возможность самостоятельно подбирать эффективных топ-менеджеров, что в комплексе обеспечивает повышенную ответственность за эффективность работы.

6.10.3.4. Надо проявить осторожность и при продаже акций иностранным компаниям. Уверенность многих экспертов, что недоверия заслуживает только российский бизнес, не основано на фактах. Это подтверждает опыт приватизации британской электроэнергетики. Перманентное расширение приватизации привело к тому, что правительство Великобритании постепенно потеряло контроль над генерирующими компаниями и сегодня владеет лишь 25% акций. Мажоритарными акционерами являются известные европейские компании (Vattenfall, E.ON, Endessa). При вхождении во владение генерацией они заявляли о своих намерениях по инвестиционным вложениям в строительство новых энергомощностей, однако сегодня, когда экономический кризис коснулся их стран, никто из них не планирует никаких вложений в развитие британской электроэнергетики. В результате при снижении резервов и продолжающемся старении основных фондов возник реальный риск для надежности электроснабжения.

Британские эксперты выражают также тревогу, что за прошедший период из-за смены собственника изменилась система эксплуатации и технического обслуживания в энергокомпаниях. Новая система не соответствует британскому подходу к организации системы подготовки кадров, оценкам их компетентности и критериям карьерного роста. В электроэнергетике, где конкретный опыт дает основную компетенцию, новая смена кадров при возможной замене собственника уже не будет простой и не обойдется без потери сроков и качества управления.

Такие угрозы реальны и для российской электроэнергетики. Сегодня выполнение инвестиционных обязательств новых собственников – это лишь возможность заработать сверхприбыль, которую им предоставляют модель рынка и беспрецедентно дорогой механизм возврата инвестиций по ДПМ. Завтра, когда противозатратная хозяйственная деятельность будет стратегией каждой энергокомпании, положение может кардинально измениться.

7.0. Заключение

Цель данного анализа – показать основную часть сложных взаимозависимых процессов (технологических, управленческих, экономических), которые не были учтены при реформировании отрасли и переходе от госрегулирования к конкурентному рынку. В результате была разрушена отраслевая система обеспечения надежности и эффективности. Впервые за историю России стоимость электроэнергии для базовых отраслей промышленности превысила уровень основных конкурентов.

Сегодня для нашего холодного климата, огромных расстояний и технологической отсталости энергоемких отраслей снижение затрат в электроэнергетике имеет первостепенное значение и является едва ли не последней возможностью выживания экономики в конкурентной борьбе. Это важно не только для энергоемкой металлургии, ТЭКа, электрифицированного транспорта, цементного производства, но и для машиностроения, электротехнического производства, коммунального хозяйства, которые массово используют их продукцию.

***

Изложенный материал позволяет назвать следующие основные направления деятельности ФОИВ и менеджмента компаний по уменьшению обременения энерготарифами всех секторов экономики.

7.1. Снижение затрат на эксплуатационное и техническое обслуживание энергообъектов. В комплекс мер по снижению включены:

• организация дееспособной структуры технического обслуживания в энергокомпаниях и энергохолдингах за счет оптимизации использования собственного и подрядного персонала, не исключая вариант передачи на аутсорсинг ответственности за содержание оборудования и сооружений, не определяющих безопасность энергообъектов;
• переход на долгосрочные (до пяти лет) контракты на техническое обслуживание оборудования, зданий и сооружений энергетической инфраструктуры с целью создания условий для организации в отрасли мощных и эффективных по затратам сервисных компаний;
• реализация в 2014–2018 годах программы вывода из работы устаревших высокозатратных электростанций с обеспечением энергоснабжения потребителей от новых эффективных энергоисточников и надежных ВЛ;
• повышение коэффициента использования топлива на тепловых электростанциях за счет приоритетной загрузки ТЭЦ в режиме противодавления (когенерации) и оптимизации загрузки АЭС и ГЭС (ГАЭС) для получения системного эффекта;
• повышение дееспособности распределительных электросетевых комплексов в регионах за счет возврата в их состав сетей 220 кВ и создание вертикально ориентированных сетевых компаний. Это позволяет снизить затраты на подключение новых потребителей и обеспечить больший объем поставок электроэнергии по сравнении с компаниями, разделенными по уровню напряжения.

7.2. Снижение стоимости строительства новых энергомощностей и модернизации действующих энергообъектов, а именно:

• переход на долгосрочные контракты в строительстве электростанций и электросетевых объектов с целью создания условий для организации мощных и эффективных по затратам проектно-строительно-монтажных и наладочных организаций в отрасли;
• заключение оптовых долгосрочных контрактов на строительство энергообъектов с применением типовых проектов и узкого типоразмерного ряда оборудования для повышения эффективности технологического процесса в проектных институтах, заводских цехах, на строительных площадках;
• привлечение зарубежных компаний к конкурсам для объединенных проектов (по типу «Трех ущелий» в КНР), позволяющих создать для них экономическую заинтересованность в локализации оборудования. Это позволяет снизить стоимость технического обслуживания за жизненный цикл и устраняет угрозу энергетической безопасности из-за экспортных поставок;
• принятие решения об обязательном предоставлении банковских гарантий от инвесторов новых электроиспользующих установок при выдаче технических условий на присоединение. Это позволит гарантировано возместить затраты энергокомпаний на строительство электросетевых объектов в согласованные сроки и обеспечить их проектную загрузку;
• принятие решения о механизме государственных гарантий для финансирования расширенного воспроизводства, обеспечивающих длительные сроки кредитования (25–30 лет) и понижение процентных ставок до уровня стран ОЭСР. Это позволит в 3- 4 раза снизить инвестиционную составляющую в тарифах конечного потребителя и ликвидировать проблему чрезмерного обременения тарифов на модернизацию энергообъектов;
• введение детального нормирования всех основных видов работ и современных программных продуктов при строительстве новых энергообъектов и техническом обслуживании оборудования электростанций и сетевой инфраструктуры. Создание системы внедрения передовых достижений как постоянного фактора снижения затрат по принятому в ОЭСР механизму «освоение опыта».

7.3. Переход на модель организации ОРЭМ по наиболее распространенному в мире варианту «Единственный покупатель» с блоком оптимизации режимов загрузки электростанций и корректировкой тарифов (цен) (рис. 16), в который входят:

• адаптация нормативных документов, действующих при организации управления оптовым рынком электроэнергии по модели «Единственный покупатель» в период 1989– 2003 годов, к реальным условиям и структурному состоянию реформированной электроэнергетики;
• создание в составе ОАО «СО ЕЭС» единой структуры, ответственной за технологическое и коммерческое управление режимами работы Единой энергетической системы страны;
• вывод на розничный рынок теплофикационной выработки электроэнергии ТЭЦ независимо от установленной мощности;
• восстановление в составе ФСТ РФ полноценной структуры по регулированию тарифов на электрическую энергию ГРЭС, ГЭС, АЭС с включением в балансы ОРЭМ только конденсационной выработки ТЭЦ;
• введение ответственности региональных энергетических комиссий за необходимую валовую выручку, обеспечивающую безубыточность ТЭЦ при продаже тепловой и электрической энергии;
• введение специальных тарифов на покупку конденсационной мощности ТЭЦ на уровне, обеспечивающем их нормативную рентабельность по среднегодовым показателям работы.

7.4. Введение нормирования предельной рентабельности в смежных секторах экономики, обеспечивающих поставки для энергокомпаний топлива, металла, оборудования и других материальных ресурсов, а также выполняющих работы и услуги, необходимые для нормальной жизнедеятельности электроэнергетики. Под нормированием понимается:

• принятие нормативного акта о добросовестной конкуренции, ограничивающего рентабельность продаж топлива, оборудования, других материальных, финансовых ресурсов, а также работ и услуг для энергокомпаний на уровне средней рентабельности в промышленности за предыдущий год по отчетным данным Росстата России;
• введение практики публикации годовых обзоров о рентабельности поставщиков, исполнителей работ и услуг для естественных монополий, рентабельности и чистой прибыли энергокомпаний как рейтинга добросовестности конкуренции.

7.5. Комплектование опытных и компетентных кадров для органов управления энергокомпаниями и энергохолдингами.

Известный лозунг «Кадры в период реконструкции решают все» имеет безальтернативное значение для сегодняшнего периода российской электроэнергетики. В настоящий момент должна решаться судьба отрасли не только по темпам обновления, освоению современных технологий и оборудования, но и по восстановлению утраченных внутриотраслевых и внешних факторов энергетической безопасности. Первоочередной задачей должен быть форсированный перевод всех видов энергетического бизнеса и деятельности смежных отраслей на противозатратные принципы хозяйствования, соответствующие понятиям добросовестной конкуренции.

Эти сложнейшие задачи без качественного улучшения состава кадров руководителей не могут быть решены. Сегодня председатели правления энергохолдингов и энергокомпаний должны совмещать в себе статус и генерального директора, управляющего всей операционной и текущей деятельностью, и генерального конструктора по разработке эффективной структуры управления, гарантирующей достижения перспективных целей развития. Без этого невозможно создать современную систему энергоснабжения национальных потребителей при постоянных изменениях рыночных условий, а также технологических, финансовых, и управленческих рисках.

Электроэнергетика – это приводной ремень всей экономики и основная отрасль жизнеобеспечения. Критериями для назначения топ-менеджеров должны быть положительный опыт предыдущей работы в отрасли и честность. В текущей деятельности электроэнергетики и особенно в закупочной деятельности коррупция в электроэнергетике уже отметилась значимыми негативными событиями, получив жесткую оценку со стороны президента страны. Вопрос искоренения коррупции должен стать постоянным в повестке дня всех компаний и являться частью противозатратных мер.

Представляется, что для коренного улучшения состава руководства энергокомпаний необходимы:

• выработка четких условий для конкурентного назначения на первые должности кандидатов, способных по их достижениям на предыдущей работе разработать и реализовать программу эффективной текущей деятельности и развития;
• обеспечение публичности рекомендаций для назначения вплоть до учета мнения независимых экспертов при проведении конкурсов;
• заключение контрактов с топ-менеджерами на срок не менее пяти лет. Все бонусы выплачивать (при положительных результатах текущей деятельности и развития) только по истечении контрактного срока.

Приложение

Материалы презентации доклада сотрудников Института систем энергетики им. Л. А. Мелентьева СО РАН (авторы Н. И. Воропай, Л. С. Беляев, И. С. Большаков, С. В. Подковальников)на совместном заседании бюро отделения энергетики, машиностроения, механики и процессов управления РАН, научного совета РАН по проблемам надежности больших систем энергетики и научно-технической коллегии НП «Научно-технический совет ЕЭС».

«Возможные пути решения проблем электроэнергетических рынков на основе модели «Единственный покупатель».

Преимущества рынка «Единственный покупатель»

• Реализуется эффект конкуренции производителей электроэнергии, что приводит к снижению издержек в сфере генерации, на которую приходится около 60% общих издержек
• Реализуется оптимизация режимов ЕЭС на минимум переменных издержек (топливо плюс потери в сети)
• Компания «Закупочное агентство» может заблаговременно планировать развитие ЕЭС и финансировать строительство новых электростанций и ЛЭП путем включения инвестиционной составляющей в тарифы для потребителей
• Электроэнергия у производителей покупается по долгосрочным регулируемым договорам. Инвесторам, выигравшим конкурс, гарантируется возврат инвестиций.
• Инвестиции в новые объекты раскладываются на всю электроэнергию, потребляемую в ЕЭС

Основные мероприятия по формированию оптового рынка «Единственный покупатель» (вариант 1)

Основания для возможных решений:

• неэффективность работы ТЭЦ на оптовом рынке при существующей его модели
• целесообразность согласованного регулирования тарифов на электрическую и тепловую энергию
• неэффективность свободной конкуренции на розничных рынках электроэнергии
• необходимость в компании, ответственной за электро- и теплоснабжение региона
• целесообразность согласования рыночных правил с физическими законами в электроэнергетике

Возможные альтернативные решения:

• перевод ТЭЦ на регулируемые розничные рынки электроэнергии на обслуживаемой соответствующей ТГК территории при участии в оптовых рынках излишками электроэнергии и сохранении действующей организационной структуры
• формирование вертикально-интегрированных компаний для электро- и тепло- снабжения потребителей на обслуживаемой территории при участии в оптовых рынках излишками электроэнергии

Основные мероприятия по формированию оптового рынка «Единственный покупатель» (вариант 2)

Основания для возможных решений:

• неэффективная работа ОГК, атомной и гидрогенерации на оптовом рынке при существующей его модели
• наличие ценовых барьеров для введения новых генерирующих мощностей при свободной конкуренции на маржинальном принципе
• необходимость обеспечения управления оптовым рынком «Единственный покупатель»

Возможные решения:

• сохранение структуры и собственников ОГК, атомной и гидрогенерации
• введение регулирования на оптовом рынке на основе средних цен предложения при обеспечении конкуренции производителей электроэнергии
• создание Федеральной электроэнергетической управляющей компании (ФЭУК), выполняющей функции «Закупочного агентства» на оптовом рынке электроэнергии.

Инвестирование развития электроэнергетики

Инвестирование осуществляется на основе перспективных планов и программ, разрабатываемых ФЭУК с участием проектных и научно-исследовательских организаций, согласовываемых с Минэнерго и утверждаемых Правительством РФ

Инвестируются объекты, строящиеся как частными инвесторами (с гарантированием возврата инвестиций), так и за счет государства

Для финансирования развития электроэнергетики создается внебюджетный Фонд развития электроэнергетики (ФРЭ)

Главным источником формирования ФРЭ является инвестиционная составляющая в тарифах для всех потребителей. Другими источниками могут быть:

• федеральный бюджет
• взносы новых крупных потребителей
• и др.

Государством формируются действенные механизмы стимулирования модернизации электроэнергетического оборудования

Заключение

• Продолжающие накапливаться проблемы электроэнергетики и электроэнергетических рынков в России свидетельствуют об ошибочной концепции реформирования электроэнергетики, которая не создает эффективной рыночной мотивации ни у одного из субъектов отношений
• Сложившаяся ситуация требует радикальных решений по пересмотру принципиальных положений организационной структуры электроэнергетики и правил взаимодействия субъектов электроэнергетических рынков
• Модернизацию организационной структуры электроэнергетики и правил электроэнергетических рынков целесообразно основывать на принципах модели «Единственный покупатель»

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 и вторую статьи издания.