Электроэнергетика – сложный технологический комплекс, где цена ошибки чрезвычайно велика. Электроэнергия в современном мире – не просто товар повседневного спроса. Она формирует образ жизни людей. Без нее невозможна работа промышленности и транспорта. Сбои в энергоснабжении могут не только повлиять на них, но и привести к техногенным катастрофам, создающим угрозу самой жизни. Именно поэтому реформа электроэнергетики неоднократно откладывалась не только в России, но и в мире. Хотя в профессиональном сообществе давно было общепризнанно, что альтернативы либерализации электроэнергетики нет, и обсуждались темпы проведения реформ, специфика страны и данного рынка, насколько радикальна может быть модель отделения генерации от сетей.

Мировые тенденции

До 1990-х годов в большинстве стран мира электроэнергетика относилась к естественным монополиям. Вертикально-интегрированные компании (совмещавшие производство, передачу и сбыт электроэнергии) имели узаконенную монополию в масштабах страны или отдельных регионов. Тарифы на их услуги устанавливались или ограничивались государством. Такая система долгое время вполне удовлетворительно обеспечивала нужды экономики.

Однако в условиях значительного удорожания углеводородного топлива (с 1970-х годов) и опережающего роста потребления электроэнергии такие монополии оказались недостаточно эффективными. Они не успевали реагировать на изменение спроса, им слишком дорого обходились поддержание действовавших мощностей и ввод новых. При этом любые дополнительные расходы компаний включались в их тарифы и автоматически ложились на потребителей. Положение осложнялось тем, что во многих странах было ужесточено экологическое законодательство. Это требовало ускоренной модернизации энергетических мощностей – едва ли не главных загрязнителей окружающей среды.

Либерализации электроэнергетики способствовали различные процессы, в том числе происходившие вне ее:

– развитие газотурбинных технологий наряду с увеличением добычи природного газа и снятием в некоторых странах ограничений на его использование для производства электроэнергии привело к распространению высокоэффективных и относительно недорогих технологий генерации;

– возросшие требования к энергоэффективности и экологической чистоте производства подталкивали к модернизации энергетических мощностей и развитию сетей;

– развитие сетей, межсистемных связей (магистральных линий высокого напряжения между ранее замкнутыми энергосистемами), а также информационных технологий, средств учета и контроля способствовало увеличению и усложнению энергопотоков, создавало новые возможности для конкуренции между оптовыми поставщиками электроэнергии;

– все возраставшая экономическая и политическая интеграция регионов и соседних стран (в частности, государств Евросоюза, Северной Америки) благоприятно сказалась на развитии конкурентных рынков электроэнергии.

В результате страны стали пересматривать отношение к естественной монополии в электроэнергетике и допускать в нее элементы конкуренции. Впервые в истории конкурентный рынок электроэнергии заработал в 1990 году в Англии и Уэльсе, а режим неограниченной конкуренции на оптовом рынке электроэнергии – в 1991 году в Норвегии. Радикальные преобразования (либерализация) в электроэнергетике начались: в Великобритании – в 1990 году, в Норвегии, Аргентине – в 1991 году, в США – в 1992 году, в Австралии, Новой Зеландии – в 1994 году, в Финляндии – в 1995 году, в Швеции, Казахстане – в 1996 году, на Украине – в 1997 году, в Германии, Испании, Бразилии, Индии – в 1998 году, в Дании, Австрии, Люксембурге, Нидерландах, Италии, Португалии – в 1999 году, в Японии, Бельгии, Ирландии, ЮАР – в 2000 году, в Греции, России – в 2001 году, в Китае – в 2002 году. Без преувеличения можно сказать, что сегодня рыночные преобразования проведены или продолжаются в большинстве стран, имеющих современную развитую электроэнергетику.

При всем различии моделей отрасли и путей ее реформирования в Европе, США и других регионах реализованы или реализуются схожие шаги по либерализации электроэнергетики: разграничение естественно-монопольных (передача электроэнергии, оперативно-диспетчерское управление) и потенциально конкурентных (генерация, сбыт) видов деятельности, демонополизация отрасли с параллельным развитием антимонопольного регулирования, введение для независимых поставщиков электроэнергии недискриминационного доступа к инфраструктуре, либерализация рынков электроэнергии.

К подобным стандартам стремится Европейский союз в целом, законодательство которого требовало полного открытия к 2007 году национальных рынков электроэнергии большинства членов этой организации. В США развитие конкурентных оптовых рынков на всей территории страны также является одним из приоритетов энергетической стратегии, в ряде регионов уже действует конкурентный оптовый рынок электроэнергии, во многих штатах происходит либерализация розничного рынка. Постепенно рынки перешагнули границы отдельных энергосистем и даже национальные границы. Они приобретают межрегиональный и международный масштаб. Надо отметить, что рынок в электроэнергетике во многих государствах начал развиваться, когда либерализация других естественных монополий уже шла полным ходом.

Россия

В нашей стране реформа электроэнергетики началась позже, чем во многих других странах. Однако она была проведена до реформ в других монополиях, более быстрыми темпами и оказалась более радикальной.

Характерно, что в Европе реформу электроэнергетики проводят либо сами собственники ради повышения эффективности, либо энергетики под давлением властей и потребителей, продукция которых теряет конкурентоспособность из-за высоких тарифов. В России все наоборот (и другого такого случая нет в мире): инициаторами либерализации выступили наемные менеджеры во главе с Анатолием Чубайсом, которые пришли в РАО «ЕЭС России» в конце апреля 1998 года.

Следует отметить, что идея демонополизировать электроэнергетику возникла еще в начале 1990-х годов. По инициативе Госкомимущества, которое тогда возглавлял Анатолий Чубайс, в 1992 году было образовано РАО «ЕЭС России», и тогда же в докладе заместителя председателя данного ведомства Петра Мостового прозвучала эта идея. А реализовывать ее начал Борис Немцов. Всего через месяц с небольшим после вступления в должность первого вице-премьера он сумел подготовить и подписать у Бориса Ельцина один из самых значительных реформаторских документов 1990-х годов – Указ Президента РФ «Об Основных положениях структурной реформы в сферах естественных монополий» от 28 апреля 1997 года № 426. Указ «покушался» сразу на четыре монополии: на электроэнергетику, газовую отрасль, железные дороги и связь. Предлагалось разделить потенциально конкурентные и монопольные виды деятельности, создать рынок среди конкурентных, свести до нуля долю государства в них, увеличить присутствие государства в монопольных видах деятельности и в отношении них усилить регуляторные полномочия. Подробнее и лучше других была прописана электроэнергетическая часть. Она во многом и была воплощена.

Новая команда, в которой были экономисты, юристы, финансисты и профессиональные энергетики, начала свою работу в РАО «ЕЭС России» с анализа ситуации и разработки «Программы действий по повышению эффективности работы и дальнейшим преобразованиям в электроэнергетике Российской Федерации»[1]. Программа была утверждена советом директоров компании в августе 1998 года. В результате анализа стали очевидными масштаб и сложность накопленных в электроэнергетике проблем. Поэтому сначала предстояло навести элементарный порядок с помощью антикризисного управления, стабилизировать ситуацию и только потом можно было приступать собственно к глубинной реформе.

Антикризисное управление

Электроэнергетика была «культовой» отраслью советской экономики. До середины 1980-х годов в нее вкладывались огромные деньги. Затем их объем стал существенно уменьшаться, и к началу 1990-х их поступление прекратилось вовсе. Аналогичная ситуация была и с вводом новых мощностей: огромные объемы в 1960-х и особенно в 1970-х годах, значительно меньшие – в 1980-х и полное отсутствие в 1990-х годах.

Бурные преобразования 1990-х годов и даже создание РАО «ЕЭС России» (в ноябре 1992 года) не вызвали в отрасли каких-либо содержательных изменений. Она оставалась островком социализма, работавшим на тех же принципах, что и в прежние десятилетия: бесперебойное энергоснабжение и затратный способ образования цены. В итоге электроэнергетика проваливалась в финансовую яму, развал был катастрофический.

Уровень оплаты и отключения электроэнергии. В 1998 году уровень оплаты электроэнергии и тепла потребителями не дотягивал до 85%, причем на долю «живых» денег приходилось менее 20%, остальное составляли векселя, зачеты, бартер – кирпичом, цементом, самолетами, ширпотребом… Некоторым региональным дочерним компаниям РАО «ЕЭС» потребители задолжали столько, сколько те зарабатывали за 2–3 года. Огромными были долги перед угольщиками, железнодорожниками, газовиками и налоговыми органами. Однажды налоговая служба просто арестовала счета компании. С большим трудом удалось избежать полного паралича системы, договориться о реструктуризации задолженности перед бюджетом. Не на что было закупать топливо, было заморожено строительство новых энергообъектов, до критического уровня сократились объемы ремонтных работ.

Средняя задолженность по зарплате составляла 6 месяцев, а в некоторых энергосистемах – 8–12 месяцев. Забастовки и даже голодовки энергетиков стали обыденным явлением. В 1998 году 20 энергосистем и федеральных станций находились на разных стадиях процедуры банкротства с реальной перспективой быть распроданными за долги и ликвидированными.

Любители красивых формулировок утверждали, что «энергетика кредитовала остальное народное хозяйство в трудное время реформ». Анатолий Чубайс: «На самом деле никто никого не кредитовал. Последовательно разрушали систему, руководствуясь принципом бесперебойного энергоснабжения. И дальше можно было двигаться таким образом, если бы это не было смертельным. Выбраться же из подобного состояния удалось лишь жесткими действиями. Эта жесткость касалась всех. Пришлось пойти на „веерные“ отключения электроэнергии».

Впрочем, для страны в целом (исключая Москву) отключения электроэнергии неожиданностью не являлись. Правда, при социализме они меньше затрагивали население, но в огромной степени – промышленные предприятия. Существовал жесточайший лимит электроэнергии. Ее распределяли Госплан, Госснаб и Минэнерго СССР, их органы на местах по указке ЦК КПСС и обкомов. Главным было обеспечить бесперебойное энергоснабжение. При этом никого не волновало, возмещаются затраты или нет. Все оценивал Госплан. И не важно было, заплатил потребитель в 5 раз меньше или в 20 раз больше, – энергетика все равно получала то, что ей положено, благодаря перераспределению ресурсов.

После создания РАО «ЕЭС» между ним (его сетевым хозяйством) и конечными потребителями (150 млн граждан плюс десятки миллионов юридических лиц) в регионах стояли перепродавцы – муниципалитеты, в собственности которых находились низковольтные распределительные сети[2]. Разложение в этом звене было даже масштабнее, чем в большой энергетике. Здесь была кормушка для местных властей, получавших деньги населения, которое в общем-то платило исправно. Перепродавец собирал, скажем, 100 единиц оплаты, а энергетикам платил только 20. Когда у перепродавцов накопились долги, новый менеджмент РАО «ЕЭС», не имея иного способа исправить ситуацию, стал их ограничивать. Например, если перепродавец не заплатил за 40% электроэнергии, ему соответственно ограничивали ее поставку, причем предупреждая об этом заранее. А дальше уже перепродавец сам решал, кого из своих клиентов отключить.

Нередко перепродавцы сознательно шли на обострение ситуации, отключая наиболее уязвимых потребителей, добиваясь взрывного, политического эффекта. Широко известна трагическая история, когда на операционном столе умер мальчик из-за того, что в больнице было отключено электричество за неуплату. За три года, пока менеджмент холдинга добивался прозрачности, 100%-й оплаты «живыми» деньгами, было три трагедии. И во всех случаях следственные органы доказали, что ответственность за случившееся лежит на перепродавцах. Хотя, когда масштаб задачи столь велик, не удается избежать конфликтов и жертв.

Летом 2001 года все директора энергосистем получили приказ председателя РАО «ЕЭС» провести переговоры с региональными органами здравоохранения, составить полный перечень объектов, в которых отключение электроэнергии может привести к критическим последствиям, оценить состояние их резервных источников питания и привести их в рабочее состояние, даже если это потребует от холдинга прямых вложений. Итогом стала совместная программа РАО «ЕЭС» и Министерства здравоохранения по полной инвентаризации и приведению в порядок резервных источников питания по регионам. Постепенно выведение перепродавцов из цепочки, более жесткое планирование и исполнение муниципальных бюджетов исключили саму возможность перерывов энергоснабжения больниц и других уязвимых объектов.

С 2003 года в стране прекратились «веерные» отключения. Заметим, что часто годом отказа от них называют 2001 год. Это тоже правильно. Только в данном случае речь идет о «веерных» отключениях, совершаемых не перепродавцами, а непосредственно региональными энергокомпаниями. Состояние энергетики было таким, что она не могла покрыть начавшийся с 1999 года рост энергопотребления. Электроэнергии просто не хватало. Поэтому некоторое время сами энергокомпании практиковали такие отключения. В 2001 году данная практика была прекращена.

Организация сбыта электроэнергии. В условиях, когда главным было снабжение электроэнергией, а не ее продажа, в РАО «ЕЭС» и его дочерних компаниях попросту отсутствовали службы продаж. Некому было целенаправленно заниматься сбором денег, финансами. Ограничивались бухгалтерскими проводками, отражавшими это самое снабжение. Зато существовал специальный департамент бартерных операций и взаимозачетов, который браво рапортовал на заседаниях правления РАО «ЕЭС» о росте оборотов. Не секрет: где бартер – там воровство и коррупция, при бартере до половины оборота оседает в карманах чиновников. На момент введения антикризисного управления теневой оборот в системе оценивался в 8 млрд долларов в год.

Чтобы организовать сбыт за деньги вместо снабжения по бартеру, во всех энергокомпаниях были созданы сбытовые подразделения. Их руководители получили исключительно высокий статус, стали вторыми людьми в компании, наделенными широкими полномочиями. Были обучены более 500 человек по всей стране, разработаны стандарты и процедуры торгов. При этом нужно было учесть специфику разных регионов и категорий неплательщиков, а также массовое нежелание платить. В течение 1999 года удалось вывести из теневой и полутеневой сферы бартерных расчетов почти 1 млрд долларов. Состоялись первые торги электроэнергией на конкурсной основе. С середины 1998 до конца 1999 года доля «живых» денег в платежах за энергию выросла до 49%, в конце 2000 года – до 100%. С января 2001 года в РАО «ЕЭС» расчеты в неденежной форме были официально запрещены и полностью исключены.

Наведение порядка во внутренних финансах. Энергокомпании, входившие в РАО «ЕЭС», не имели годовых бюджетов, а деньги расходовались исходя из того, кто из руководителей подразделений громче заявит о своих неотложных потребностях. Поэтому одним из первых шагов новых менеджеров стало составление бизнес-планов всего холдинга и каждой входящей в него энергокомпании. На основе бизнес-планов компьютерная программа формировала годовые бюджеты, расписанные календарно по потокам и по видам денег. Точнее, формировалось даже по два бюджета для каждой компании – денежный и зачетный. Причем объем второго поначалу был даже больше, так как именно взаимозачеты преобладали в обороте. Утвержденный бюджет передавался в казначейство, которое проводило только указанные в нем платежи – и никакие иные. Генеральный директор при всем желании ничего не мог изменить. Не всем это нравилось. Однако альтернативой работы по бизнес-плану было только увольнение…

В головной компании холдинга и в некоторых дочерних компаниях в 1999 году было введено четкое планирование всех доходов и расходов. Одновременно РАО «ЕЭС» перешло на подготовку финансовой документации в соответствии с международной системой финансовой отчетности (МСФО).

Формирование прозрачных отношений в сфере закупок. Досконально разбирались еще с одной чрезвычайно острой проблемой. В сфере закупок в РАО «ЕЭС» в 1998 году вращались огромные суммы – 320 млрд рублей. При этом не существовало никакой регламентации закупок, а о тендерах для поставщиков генеральные директора и слышать не хотели, ведь государственная собственность не побуждает торговаться с продавцом о снижении цены, сокращать издержки за счет эффективных закупок. Здесь создалась чрезвычайно благодатная среда для откатов и взяток.

Несколько лет у новых менеджеров ушло на то, чтобы сломать устоявшуюся систему и выстроить прозрачные отношения в сфере закупок. Процесс был довольно болезненным, за злоупотребления были уволены два генеральных директора энергокомпаний, еще несколько получили выговоры и взыскания. Пришлось разрабатывать регламенты на закупку буквально всего – топлива, сырья, материалов, турбин, ремонтных услуг. Был проделан колоссальный объем работы, в результате появилось столько регламентов, что в напечатанном виде они по весу тянули килограммов на двадцать. Через мощное сопротивление – опять же под угрозой увольнения – внедрялись конкурсы поставщиков. В результате практически все закупки РАО «ЕЭС» и дочерних компаний удалось перевести на конкурсную основу.

В 2002 году была создана информационно-аналитическая и торгово-операционная система «Рынок продукции, услуг и технологий для электроэнергетики – В2В-Energo»[3]. С ее внедрением торговые операции стали проводиться через торговую площадку на сайте www.b2b-energo.ru, где благодаря полной прозрачности информации о сделках была исключена возможность ценового сговора: система сама выдает информацию о том, сколько реально на рынке стоит запрашиваемый товар. Холдингу РАО «ЕЭС» и его «дочкам» было официально запрещено покупать многие виды продукции без выставления заявки на этой площадке. Технология достаточно проста: выставляется заявка с описанием требуемого имущества, товара. В течение определенного времени она должна находиться на сайте. Когда появляется встречное предложение от продавца, запускается автоматизированная процедура свода альтернативных предложений с минимизацией цены. После этого официально объявляется, кто победил и за какую цену. Эту процедуру невозможно обойти втемную.

Если старый менеджмент приходилось принуждать к проведению закупок через «В2В-Energo», то новые управленцы и собственники, пришедшие в энергокомпании в ходе реформы, пользовались электронной торговой площадкой добровольно, оценив ее эффективность. Она позволяла снижать цены закупок и коррупцию на всех закупочных процедурах. В 2006 году на электронных торгах через этот портал была заключена каждая четвертая сделка в холдинге, в 2007 году там закупалось до 60% товаров и услуг. Это позволяло экономить миллиарды рублей в год.

Управленческие кадры. Ключевой проблемой стали именно управленческие кадры. Пришлось уволить многих «крепких хозяйственников». Почти все замененные директора имели высокий профессионально-технический уровень, чего не скажешь об их финансовой, юридической и корпоративной квалификации. Анатолий Чубайс: «Спросишь директора: „Что у тебя по запасам топлива?“ „Все нормально“. Посмотришь – и правда, все более-менее в порядке, зиму пройдет. Но как только заглянешь в баланс, оказывается, что его компания – полный банкрот. Это называется „крепкий хозяйственник“ – в состоянии аврала он будет обеспечивать станцию топливом. Ситуация типичная, но для нас абсолютно неприемлемая. Это как сжатие пружины: сжимается, сжимается, но рано или поздно все равно грохнет. Так и произошло в 2000 году, когда угольщики потребовали денег за поставленный уголь. Нет денег – не будет угля. Директора сразу даже не поняли: какие деньги?.. Но ведь и раньше было ясно, что энергетика не может выживать, накапливая долги».

Даже самый лучший из старых советских хозяйственников оказывался на голову ниже начинавшего с мелкого бизнеса менеджера, который пришел на крупный производственный объект. Естественно, он в чем-то был слабее старого советского директора, но с лихвой компенсировал свои слабости менеджерским потенциалом – пониманием, что такое бюджет, финансы, платежи. Лишь единицы хозяйственников, прошедших советскую школу управления, были способны вписаться в современные требования.

За 1998–2000 годы пришлось сменить 90% директоров: в «режиме взаимопонимания», порой с дискуссиями, а где-то – с ОМОНом. Средний их возраст снизился с 60 до 50 лет. На смену «технарям» пришли бизнес-менеджеры. Забегая вперед, следует отметить: когда в отрасли началось развитие, вновь изменилась кадровая политика, стали возвращать «технарей», но уже на качественно ином уровне – с опорой на слой бизнес-кадров. Стремились к сочетанию гендиректор – менеджер и главный инженер – профессиональный электроэнергетик.

Погашение задолженностей. В 2001 году состоялась «сделка века» с участием Минфина РФ, правительства Чехии, РАО «ЕЭС» и чешской компании Falcon – реструктуризация долга России перед Чехией с одновременным налоговым зачетом долга РАО «ЕЭС» перед федеральным и местными бюджетами, а также внебюджетными фондами на сумму 58,4 млрд рублей и перед поставщиками: перед «Газпромом» – на 18 млрд рублей и «Росэнергоатомом» – на 5,3 млрд. По сравнению с 2000 годом налоговые перечисления в федеральный бюджет выросли в 2,2 раза, в местные бюджеты – в 1,5 раза. Неурегулированной задолженности не осталось. Если в 1999 году у РАО «ЕЭС» был убыток в 14,1 млрд рублей, то в 2001 году чистая прибыль составила 41,7 млрд.

Впервые за предшествующие годы осенне-зимний максимум 2001/2002 года был пройден без региональных энергокризисов с высокими запасами угля и мазута, на 30–40% превысившими плановые. Реально запасы угля были на 60% больше, чем в предыдущем году, мазута – на 45%. «Дальэнерго», самая критическая энергосистема, показала запасы угля в объеме 106% плана, несмотря на то что он был увеличен на 30%, Приморская ГРЭС – вторая «болевая точка» на Дальнем Востоке – 108%. В 2001 году, опять же впервые за все годы своего существования, РАО «ЕЭС» отработало с нормативной частотой 100% календарного времени (это показатель качества поставляемой потребителю энергии).

С 1998 по 2001 год, по данным РАО «ЕЭС», производство электроэнергии в холдинге выросло с 603,8 до 626,8 млрд кВт∙ч, численность персонала сократилась с 671,6 до 664,8 тыс. человек, то есть производительность труда увеличилась с 899 до 943 тыс. кВт∙ч на одного человека. Если в 1999 году по МСФО компания имела чистые убытки в размере 14 млрд рублей, то 2001 год она завершила с чистой прибылью в размере 41,7 млрд рублей.

Таким образом, в 2001 году был завершен этап антикризисного управления. РАО «ЕЭС России» перешло к нормальному, неавральному режиму работы. Можно было приступать к собственно реформе электроэнергетики.

Программы реформирования отрасли

Суть реформы российской энергетики была сформулирована в «Программе действий по повышению эффективности работы и дальнейшим преобразованиям в электроэнергетике РФ»: создание общероссийской и региональных электросетевых компаний, создание саморегулируемой рыночной среды, развитие конкуренции в производстве и сбыте электроэнергии, формирование генерирующих и сбытовых компаний[4]. Именно по этому плану и пошла реформа. Правда, сам план появился позже – 11 июля 2001 года, когда было принято Постановление Правительства РФ № 526 «О реформировании электроэнергетики Российской Федерации». Обычно этот день называют датой начала реформы. Детальный же сценарий, прописанный «Концепцией стратегии РАО „ЕЭС России“ на 2003–2008 годы», был одобрен советом директоров РАО «ЕЭС» только 29 мая 2003 года. То есть принятию окончательного варианта концепции реформирования отрасли предшествовало пять лет обсуждений и споров…

На старте реформы число ее противников многократно превышало число сторонников. Среди оппонентов были губернаторы, парламентарии, сенаторы, многие влиятельные чиновники в администрации президента и правительстве, профессиональная энергетическая элита. У авторов реформы зачастую возникало ощущение, будто обсуждается будущее не российской энергетики: чаще всего оппоненты выступали с безучастной позицией, их аргументы сводились к тому, почему реформу нельзя проводить, а не как сделать успешным развитие электроэнергетики в новых условиях.

Претензии условно можно было разделить на три группы. Первая касалась личности самого Анатолия Чубайса и не имела содержательных аргументов. По мнению некоторых политиков и лоббистов высокого уровня, ему «в лучшем случае следует провалиться сквозь землю, а не реформировать становой хребет экономики страны». Анатолий Чубайс: «Расскажу анекдот о себе. Сидит Чубайс на суку и пилит его. Прохожие говорят: „Что вы делаете? Упадете!“ Чубайс отвечает: „У меня по этому вопросу другая точка зрения“. И падает. Мое поведение примерно так и выглядело. С той только разницей, что под крики „Защитим государство от ваших гнусных, либеральных, антинародных целей!“ у меня все время пытались отнять пилу».

Сторонники второй группы претензий требовали сохранить Единую энергетическую систему России как достояние СССР, ссылаясь на то, что множество энергокомпаний мира, особенно в европейских странах, еще 20–30 лет назад существовали и развивались именно так, причем в экономике в целом явного социализма и административно-плановой системы не было, а эти компании не были неэффективными. Наиболее ярым защитником советского прошлого был заместитель министра энергетики Виктор Кудрявый, не скрывавший, что рассматривает энергетическую монополию в собственности государства как структурный элемент всей будущей экономики страны.

Сторонники третьей группы оспаривали необходимость сохранения магистральных и распределительных сетей в монополии государства. Так, советник президента по экономическим вопросам Андрей Илларионов утверждал, что сети – такой же конкурентный сектор, как генерация, они должны быть частными, а инвестиции в энергетику – бессмысленный проект, поскольку приток инвестиций, тем более иностранных, ухудшает макроэкономические параметры и ослабляет рубль, а нам нужен отток капитала из страны.

Противодействие кардинальным переменам в электроэнергетике стимулировало менеджмент РАО «ЕЭС» на столь же активный поиск ответов на актуальные вопросы. После почти двух лет дебатов (с 1998 по 2000 год), казалось бы, авторы реформы победили. 3 ноября 2000 года Анатолий Чубайс объявил о том, что правительство фактически приняло решение о реструктуризации РАО «ЕЭС» и уже подготовлен соответствующий указ президента. Но 15 декабря Андрей Илларионов от имени президента выступил с резкой критикой концепции реструктуризации РАО «ЕЭС», которая предполагала отделение монопольных видов (диспетчеризация, передача электроэнергии) от тех, где возможно использование конкурентных механизмов (производство и сбыт электроэнергии). Позднее он объяснял, что критиковал концепцию «справа», с позиций либерализма и с учетом международного опыта, а волной воспользовались ее критики «слева»…

Сталкиваясь с противоречивыми мнениями, президент Владимир Путин решил систематизировать все подходы и оценки, выяснить, кто «за», кто «против» и почему, перепроверить аргументы оппонентов. Для этого в конце декабря 2000 года распоряжением президента была создана рабочая группа президиума Госсовета по вопросам реформирования электроэнергетики, которую возглавил томский губернатор Виктор Кресс. В нее вошли Андрей Илларионов, министр экономического развития и торговли Герман Греф, Анатолий Чубайс, член совета директоров РАО «ЕЭС» Борис Федоров, заместитель министра энергетики Виктор Кудрявый, представители администрации президента и руководители областных энергокомпаний. На рассмотрение группы было подано 14 концепций, но только две, представленные РАО «ЕЭС» и Министерством экономического развития и торговли (МЭРТ), предусматривали разделение отрасли по видам деятельности. Остальные отстаивали существование энергокомпаний в прежнем виде.

После бурных и долгих обсуждений 15 мая 2001 года рабочая группа Кресса одобрила подготовленный ею же проект концепции реформы электроэнергетики и представила его правительству. Однако эта работа не имела практического выхода.

Летом 2001 года Минэкономразвития и РАО «ЕЭС» смогли провести через правительство совместный вариант. Взяв его за основу, правительство приняло упомянутое Постановление № 526, которым были одобрены «Основные направления реформирования электроэнергетики». Реформаторы праздновали победу, полагая, что законы о реформе – дело техники. Однако на них ушло еще два года подготовки и обсуждений в Госдуме. Наконец 26 марта 2003 года президент подписал в пакете пять основных законов[5], ставших правовой опорой реформы.

Параллельно велась работа над «Концепцией стратегии РАО „ЕЭС России“ на 2003–2008 годы. 5+5». Свое цифровое название она получила потому, что за 5 лет (1998–2003 годы) была подготовлена база для реформирования РАО «ЕЭС», на реформирование компаний холдинга отводилось еще 3 года (к 2006 году из него должны были быть выделены все основные субъекты), еще 2 года требовалось на их доформирование и завершение корпоративных процедур. Таким образом, через 5 лет (в 2008 году) должна была быть сформирована целевая структура отрасли. В мае 2003 года совет директоров одобрил эту концепцию.

Дело было за правительством. 27 июня 2003 года оно своим распоряжением № 865-р утвердило «План мероприятий по реформированию электроэнергетики на 2004–2005 годы», который базировался на Концепции «5+5». Это было знаменательное событие. По сути, закончилась стадия политического противостояния, обсуждений и началась реальная практическая работа по «распаковке» энергокомпаний, изменению структуры отрасли.

Преобразование структуры отрасли

Что представляло собой РАО «ЕЭС России», а по сути – вся электроэнергетика страны до начала преобразований? РАО было создано в 1992 году в соответствии с Указами Президента РФ № 923[6] и 1334[7]. Появился холдинг, в который вошли 73 региональные энергетические компания (АО-энерго), 32 электростанции федерального уровня (АО-электростанции), сети высокого напряжения и центральное диспетчерское управление. Во главе его – открытое акционерное общество РАО «ЕЭС России» с функциями головной (материнской) компании (рис. 1). РАО «ЕЭС России» владело 72% установленной мощности всех электростанций России и 96% протяженности всех линий электропередачи.

Региональные АО-энерго – базовый структурный элемент холдинга – включали производство электроэнергии, ее передачу по магистральным и распределительным сетям, диспетчирование и сбыт электроэнергии в регионе. Каждое АО-энерго было локальным монополистом. В такой ситуации потребитель организационно и технологически был полностью привязан к поставщику. Покупать энергию в «чужой» АО-энерго «свой» потребитель не мог, то есть конкуренция была в принципе невозможна.

Электроэнергетика традиционно считалась естественно-монопольной отраслью. Эти правила казались чем-то вроде закона природы, который невозможно нарушить. Однако авторы реформы исходили из более сложного представления о структуре отрасли. Они предложили разделить ее на два больших сегмента: конкурентный и монопольный. Для этого сначала предстояло разделить региональные АО-энерго по функциональному признаку.

Так называемая «распаковка» началась в 2003 году, а завершилась 1 апреля 2006 года. Каждая энергокомпания была поделена по видам бизнеса, то есть в каждом регионе появились самостоятельные генерирующие, сетевые и сбытовые компании. Были выведены и непрофильные виды бизнеса: ремонтные, автотранспортные, коммунальные подразделения, детские сады, больницы, поликлиники, дома культуры и др.

После этого обособленные монобизнесы (генерация, сети, сбыт) стали объединять, но уже не по вертикали внутри региона, а по горизонтали – по видам бизнеса на межрегиональном уровне. На базе генерирующих активов регионов и федеральных электростанций были сформированы оптовые и территориальные генерирующие компании.

Оптовые генерирующие компании (ОГК). Каждая ОГК объединила несколько крупнейших федеральных электростанций, находившихся в различных регионах страны. Благодаря тому что в каждом регионе обязательно присутствуют мощности нескольких ОГК, минимизирована возможность монопольных злоупотреблений. Состав ОГК подобран таким образом, чтобы они имели сопоставимые стартовые условия на рынке – по установленной мощности, стоимости активов, средней величине износа оборудования. Тепловые ОГК, будучи независимыми друг от друга, становятся основными конкурентами на оптовом рынке электроэнергии. Их свободная конкуренция между собой и с другими генерирующими компаниями формирует рыночные цены. Все ОГК поставляют выработанную электроэнергию на единый оптовый рынок. Всего сформировано 6 тепловых ОГК.

ГидроОГК объединила все крупнейшие гидроэлектростанции страны. Их установленная мощность – 24,1 ГВт, доля на российском рынке электроэнергии – около 15%. Потребовались специальные решения для того, чтобы и гидрогенерацию не оставить вне рынка. Ведь у гидроэлектростанции нет топлива и прямых затрат на него, значит, связь между экономическими затратами и результатами не детерминирована. При этом ГЭС – не только производство электроэнергии, но и регулирование водотоков для речного транспорта, рыбного хозяйства, мелиорации и водопользования в целом. А также это – большие зоны затопления водохранилищ, которые находятся в федеральной собственности. Поэтому было решено сохранить контрольный пакет ГидроОГК (52%) в собственности государства. С учетом особенностей крупных ГЭС (способность оперативно изменять нагрузку, низкие переменные затраты на производство электроэнергии) было введено ограничение на участие ГидроОГК в формировании рыночной цены электроэнергии: ГидроОГК и иные гидростанции вправе продавать только ценопринимающие заявки.

Территориальные генерирующие компании (ТГК). Каждая ТГК объединила электростанции нескольких соседних регионов, не вошедших в ОГК, преимущественно теплоэлектроцентрали, вырабатывающие и электричество, и тепло. Эти компании не только продают электроэнергию и снабжают теплом потребителей своих регионов, но зачастую и на оптовый рынок выходят. Всего создано 14 ТГК.

Межрегиональные распределительные сетевые компании (МРСК) были образованы на базе региональных распределительных сетей. Каждая МРСК ведет свою деятельность на территории определенного региона, передает электроэнергию по электрическим сетям напряжением 110 кВ – 0,4 кВ и присоединяет потребителей к электросетям. Всего создано 11 МРСК.

Магистральные сетевые компании (МСК). Сначала под их контроль перешли магистральные сети, им были переданы объекты единой национальной (общероссийской) электрической сети: линии электропередачи напряжением от 220 кВ и выше (в ряде случаев от 110 кВ), межгосударственные ЛЭП, а также обслуживающие их трансформаторные подстанции и оборудование для технического обслуживания и эксплуатации этих объектов. Всего было создано 56 МСК.

На следующем этапе МСК были интегрированы в  Федеральную сетевую компанию (ФСК), которая занимается управлением, эксплуатацией и развитием Единой национальной электрической сети (ЕНЭС) и предоставляет участникам оптового рынка услуги по передаче электроэнергии. Эта сеть включает магистральные линии электропередачи, объединяющие большинство регионов страны. На промежуточном этапе МРСК находились под управлением ФСК, но затем были объединены в холдинг МРСК.

Системный оператор (СО) создан на базе Центрального диспетчерского управления и региональных диспетчерских управлений. СО и ФСК образуют становой хребет энергетики России, основу его технологической инфраструктуры. Системный оператор управляет всеми потоками электроэнергии в стране. Электричество – специфичный товар. Его нельзя запасать впрок или складировать излишки. Вся выработанная энергия должна быть потреблена в режиме реального времени. Системный оператор обеспечивает баланс производства и потребления в реальном времени, управляет загрузкой всех электростанций и распределением полученной от них электроэнергии между энергозонами страны и конкретными потребителями.

Кроме того, СО управляет технологическими режимами работы энергетических объектов, контролирует и обеспечивает соблюдение технических параметров (в том числе нормативной частоты электрического тока) и параметров надежности энергосистемы, рассчитывает и анализирует балансы электроэнергии и мощности, согласовывает планы перспективного развития ЕЭС, оперативно управляет режимом энергосистем (в реальном времени), рассчитывает допустимые потоки мощности по отдельным сетевым элементам и их группам, задает диспетчерский график нагрузок электростанций, координирует плановые ремонты оборудования электростанций и сетей, обеспечивает функционирование оптового и розничных рынков электроэнергии (мощности). Системный оператор находится под полным контролем государства, он тесно взаимодействует с органами государственной власти и саморегулируемыми организациями, обеспечивая контроль за исполнением инвестиционных программ энергокомпаний.

Администратор торговой системы (АТС). Это своего рода биржа электроэнергии. Она создана для организации купли-продажи электрической энергии на оптовом рынке. На торговую площадку АТС покупатели и поставщики электроэнергии подают свои ценовые заявки по спросу и предложению, на основании которых он определяет равновесную цену в данном узле и объемы выработки электроэнергии. Можно сказать, что АТС наряду с Системным оператором управляет загрузкой всех электростанций страны, но делает это не технологическими и административными методами, а финансовыми. Благодаря рынку электроэнергии наибольшую загрузку получают те генерирующие компании, которые производят самую дешевую электроэнергию.

Энергосбытовые компании (ЭСК). В каждом регионе, как правило, функционируют несколько ЭСК, но в отношении разных потребителей (территорий). Назначаемая ими цена складывается из цены, транслируемой с оптового рынка, и надбавки, которая рассчитывается по специальной формуле, включает стоимость услуг по передаче электроэнергии и сбытовую надбавку. Формула расчета задается государственными регулирующими органами. При этом для населения как минимум до 2012 года действует иная форма ценообразования – установленные государством тарифы. Правилами не возбраняется и даже поощряется создание ЭСК, конкурирующих с действующими ЭСК за потребителя. Со временем между сбытовыми компаниями будет усиливаться конкуренция за конечного потребителя электроэнергии (то есть за «живые» деньги). Имея устойчивую клиентуру, они могут пойти дальше: продавать не только электроэнергию и тепло, но и иные услуги (скажем, телефонный сигнал, Интернет и т. п.).

«Интер РАО ЕЭС». Об этой компании следует сказать особо. Она была образована в 1997 году как закрытое акционерное общество и выполняла функции экспортно-импортного оператора и управляющего зарубежными активами РАО «ЕЭС России». Весной 2008 года в рамках заключительного этапа реорганизации холдинга компания была преобразована из закрытого акционерного общества в открытое, при этом ей были переданы пять российских электростанций. После ликвидации холдинга его долю в компании получило государство. Сегодня «Интер РАО ЕЭС» возглавляет группу из 25 компаний, работающих в 15 странах.

Таким образом была сформирована новая конфигурация электроэнергетики, включившая структурно обособленные монопольный и конкурентный секторы (рис. 2). В  монопольном секторе (СО, ФСК, МРСК) государство не только сохранило, но и упрочило свои позиции. Реформа позволила обеспечить реальную консолидацию активов и создать компании, поставленные под контроль государства. В Системном операторе ему принадлежит 100% акций, в ФСК – свыше 75%, в холдинге МРСК – 52%. Не случайно создание ФСК и Системного оператора предшествовало началу разделения АО-энерго. Конкурентный сектор – это ОГК, ТГК, сбытовые, ремонтные компании, инженерные центры, из участия в акционерном капитале которых государство полностью вышло. Сюда же входит и ГидроОГК, 52% акций которого остается в собственности государства.

В связи с завершением структурной реформы, а также необходимостью развития реальной конкуренции в секторе генерации и сбыта электроэнергии отпала надобность в РАО «ЕЭС России». Поэтому с 1 июля 2008 года оно прекратило свое существование. Регулирующие функции (тарифообразование в естественномонопольных секторах и правила рыночного взаимодействия в конкурентных секторах), техническая политика остались за государством (общероссийский и региональные тарифные органы, Минпромэнерго, Антимонопольный комитет) и саморегулируемыми организациями (Совет рынка, Объединение сбытовых компаний и др.).

Коротко о судьбе акций РАО «ЕЭС России». Коренные перемены, произошедшие в отрасли в ходе ее реформирования, были позитивно восприняты инвестиционным сообществом и фондовым рынком. К концу 2007 года капитализация РАО «ЕЭС России» составляла почти 50 млрд долларов, тогда как к концу 1998 года – 12 млрд долларов. В последние годы существования холдинга его бумаги были наиболее популярными «голубыми фишками» России, объем сделок по ним был выше, чем по любым другим акциям. Когда же РАО «ЕЭС» прекратило свое существование, каждый держатель его акций получил взамен них набор из 23 акций энергокомпаний (5 ОГК, 13 ТГК, ФСК, ГидроОГК, «Интер РАО ЕЭС», холдинга МРСК, РАО «Энергосистемы Востока»). При этом совокупная стоимость энергокомпаний, выделенных из РАО «ЕЭС России», по оценкам экспертов, как минимум на 40% была выше стоимости головной компании холдинга. Это – фактическая премия акционерам РАО «ЕЭС России», которые поверили и поддержали реформу электроэнергетики. По прогнозам аналитиков, «голубыми фишками» вполне способны стать акции ФСК и ГидроОГК.

Авторы реформы постарались выстроить электроэнергетику таким образом, чтобы свести к минимуму риск потери управляемости отраслью после ликвидации РАО «ЕЭС России». Новая структура управления зиждется на двух опорах: государственной и самоуправленческой. Первую представляет Министерство энергетики, которому перешли управленческие функции (координация развития отрасли, прогнозирование спроса и др.), ранее выполняемые РАО «ЕЭС России». Государственное управление, повторяем, доминирует в инфраструктурных компаниях (ФСК, СО и холдинге МРСК). Главная его задача – пресекать угрозы потери технологической целостности энергосистемы страны. Анатолий Чубайс: «За время реформы все мы, и я в том числе, бесконечное число раз повторяли: „Генкомпании, рынок, частная собственность, частные инвестиции“. Но это не значит, что мы забыли о не менее важной задаче – консолидации активов, государственной собственности и государственном регулировании магистральных сетей – каркасе энергосистемы».

Регулирование отрасли с позиции рыночного самоуправления перешло к некоммерческому партнерству «Совет рынка». В него в 2008 году было преобразовано некоммерческое партнерство «Администратор торговой системы», существовавшее с 2001 года. Произошла не просто смена названий. Совет рынка – новая структура со своими уставом и задачами. Он взял на себя часть регулирующих функций РАО «ЕЭС России» с той лишь разницей, что теперь выработкой мер занимается не администрация одной компании, пусть и самой большой в отрасли, а все заинтересованные стороны.

В наблюдательный совет Совета рынка вошли представители генерирующих и инфраструктурных организаций, гарантирующих поставщиков, независимых сбытовых компаний, крупных потребителей электроэнергии, органов государственной власти. Все они разделены на четыре палаты, каждая из которых обладает правом вето. Такая система обеспечивает принятие взвешенных решений, учитывающих интересы всех участников рынка. На 1 ноября 2008 года в партнерство вступили 280 организаций.

Совет рынка разрабатывает договоры и регламенты функционирования рынка, ведет реестр его участников (то есть имеет право включать и исключать их), следит за исполнением ими рыночных правил, занимается досудебным урегулированием конфликтов между ними, готовит предложения по изменению нормативно-правовой базы, контролирует деятельность инфраструктурных компаний. Одна из главных функций Совета рынка – оценка экономической обоснованности и отбор ценовых заявок генераторов, поданных на конкурентный отбор мощности. Функции непосредственного организатора торговли на оптовом рынке были переданы созданному для этих целей Администратору торговой системы, 100% акций которого владеет Совет рынка.

Итак, РАО «ЕЭС России» стала первой российской компанией, которая использовала классические корпоративные процедуры – реорганизацию через выделение и разделение, не пытаясь прибегнуть к более простым, но менее прозрачным схемам. Для этого пришлось устранить системные противоречия этой процедуры налоговому законодательству, законодательству о труде, лицензированию и т. п. В результате реорганизация в российской корпоративной практике перестала быть экзотикой, стала классической процедура M&A, как и в наиболее развитых странах.

Энергетические рынки

Важнейшей частью реформы электроэнергетики стало формирование системы рынков, включающей оптовый и розничные рынки электроэнергии, рынок мощности, рынки системных и сервисных услуг и рынок производных финансовых инструментов. На их создание и отладку у команды менеджеров ушло пять из десяти лет реформы, работа продолжается и поныне.

Оказалось, по сложности запуск рынков в электроэнергетике сопоставим разве что с запуском космического корабля. Сложности были связаны с политическим противостоянием, с формированием институциональной среды, организационных структур по управлению рынком, нормативно-правовой базы, программно-аппаратного комплекса, с обучением и повышением квалификации сотен специалистов.

Защитники святая святых энергетической системы – надежности страстно доказывали, что она и рынок абсолютно несовместимы. Где есть надежность, там не должно быть рынка. Будто в рыночной экономике можно создать такое изолированное пространство. Анатолий Чубайс: «Фундаментальный изъян этой логики в том, что при разумном и правильном подходе рынок – не антипод надежности, а инструмент ее достижения. Более того, если рынок игнорировать, он все равно проникнет в систему и тогда уж точно разрушит ее внутренние механизмы – и надежность в том числе. Что, впрочем, наглядно демонстрирует наше якобы бесплатное здравоохранение. В нем уже 15 лет не могут создать внятную концепцию рынка, прикрываясь аналогичными аргументами – несовместимостью рынка и заботы о жизни человека».

Нащупывая правильный подход, нельзя было проигнорировать технологические особенности энергосистемы, ее технологическую целостность. Изолированное функционирование ее элементов создает риск аварии. Рынок электроэнергии можно сравнить с бассейном, в котором с одного конца вливается вода из многих труб, с другого – выливается из множества кранов. Разница в том, что в бассейне объем воды может увеличиваться или уменьшаться, а в энергетике – нет. Электроэнергию невозможно складировать и хранить. Каждый произведенный киловатт должен быть потреблен в данную секунду. И так 24 часа в сутки 365 дней в году. Иначе – авария. В этом и есть особое технологическое требование к отношениям в энергетике. Если его не выполнить, рынок будет разрушать технологию и надежность. И долго он не просуществует, потому что технология в электроэнергетике сильнее, чем рынок, по крайней мере, в краткосрочном режиме.

В современной электроэнергетике перекос как в экономическую, так и в инженерную сторону одинаково опасен. Чрезвычайно важно и сложно было найти в этом смысле взвешенные решения. Для экономиста энергосистема есть инструмент удовлетворения спроса на электроэнергию, любые действия по сокращению спроса для него абсурдны. С точки зрения инженера, выработка и потребление энергии (генератор и потребитель) – равноценные объекты управления, неотъемлемые части энергосистемы. Требуется постоянно поддерживать баланс в единой энергосистеме, если он нарушается, какие-то потребители отключаются. Для управления режимами используются система автоматического отключения нагрузки, система автоматического частотного регулирования и другие подсистемы.

Необходимо было учесть и существенные территориальные различия в организации энергетического комплекса страны. Изначально рынок был разделен на две ценовые зоны: первая – Европейская часть России с Уралом, вторая – Сибирь, изолированные друг от друга с точки зрения формирования цен и объемов продаваемой/покупаемой электроэнергии. Лишь в 2008 году, после двух лет функционирования рынка, начались их интеграция и переход на единую расчетную модель. Для энергосистем Дальнего Востока, Архангельской и Калининградской областей, Республики Коми пришлось ввести «неценовую зону» со своей нормативной базой и практикой работы. А такие изолированные регионы, как Камчатский край, Чукотский АО, Магаданская и Сахалинская области, центральный и северный районы Якутии, функционируют вообще без оптового рынка электроэнергии.

Оптовый рынок электроэнергии (мощности)

Основой системы рынков является модель конкурентного оптового рынка электроэнергии, запущенная 1 сентября 2006 года. Она предполагает его поэтапную либерализацию с тем, чтобы к 2011 году выйти на оптовую торговлю всем объемом электроэнергии по свободным ценам (за исключением объема, поставляемого населению). Оптовый рынок электроэнергии дополняется рынком мощности, который стимулирует производителей энергии вводить новые энергоблоки.

ФОРЭМ

Первым шагом к рыночным отношениям в электроэнергетике стало создание Федерального (общероссийского) оптового рынка электроэнергии и мощности (ФОРЭМ). Он был создан в соответствии с Законом «О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в РФ» от 14 апреля 1995 года и Постановлением Правительства РФ «О ФОРЭМ» от 12 июля 1996 года № 793.

Правда, называть ФОРЭМ рынком можно было лишь с натяжкой. На нем действовали отнюдь не рыночные механизмы формирования цены. Тарифы на электроэнергию и размер платы за услуги ФОРЭМ устанавливала Федеральная энергетическая комиссия (ФЭК). На площадке ФОРЭМ свою продукцию продавали электростанции федерального уровня, генерирующие компании (группы электростанций), АО-энерго и другие производители электроэнергии. Основными покупателями электроэнергии были также региональные АО-энерго и конечные потребители (юридические лица) – оптовые покупатели, допущенные на ФОРЭМ.

Но даже такой «нерыночный» рынок многое изменил в отношениях участников энергетической цепочки. После его появления предприятия отказались покупать энергию у региональных АО-энерго и стремились выйти на прямые ее покупки на ФОРЭМ. Это вполне объяснимо. Ведь в цену энергии, которую продавали АО-энерго, включались расходы на перекрестное субсидирование льготных абонентов (население, бюджетные организации и др.). А при покупке на ФОРЭМ перекрестной составляющей в тарифах не было, в результате цена оказывалась ниже в 2 раза и более. Поэтому в 2001 году началось бегство промышленных предприятий от АО-энерго на ФОРЭМ.

Однако удалось это не более 20 промышленным предприятиям. Массовому выходу мешали технические сложности и административные барьеры. Формально выход на ФОРЭМ был открыт для любого предприятия, имевшего не менее 100 млн кВт∙ч годового потребления электроэнергии. На практике этому препятствовали региональные энергетические комиссии и РАО «ЕЭС России», потому что региональное АО-энерго, растеряв крупных покупателей (крупных предприятий) и лишившись части денег, необходимых для доплаты за льготных потребителей, неизбежно сталкивалось с необходимостью в одночасье повышать тарифы для населения и бюджетных организаций в 2 раза, что было недопустимо по политическим и социальным соображениям. Либо вся энергосистема должна была стать банкротом.

Проблема перекрестного субсидирования не снята и поныне. А ФОРЭМ прекратил свое существование в сентябре 2006 года. И это логично. После разделения региональных АО-энерго на конкурентные и монопольные виды бизнеса схема, по которой работал ФОРЭМ, стала мешать развитию энергосистемы. Так, на ФОРЭМ обязательным являлось соблюдение планового сальдо перетоков. То есть сбытовым подразделениям АО-энерго было удобнее загружать пусть даже неэффективные электростанции внутри конкретного региона, чем позволить потребителям получать более дешевую энергию извне. Такой механизм губил на корню зачатки конкуренции среди генерирующих компаний. Против конкуренции работал и механизм регулирования цен на ФОРЭМ.

Рынок переходного периода. Сектор свободной торговли «5–15»

Началом перехода от регулируемого оптового рынка к конкурентному стал запуск на ФОРЭМ сектора свободной торговли электроэнергией «5–15» в соответствии с Постановлением Правительства РФ «О правилах оптового рынка электрической энергии (мощности) переходного периода» от 24 октября 2003 года № 643. Свое цифровое название сектор получил благодаря действующим на нем правилам: поставщик имел право продавать от 5 до 15% производимой им электроэнергии, а покупатель – приобретать до 30% собственного планового почасового потребления.

Этот сектор заработал 1 ноября 2003 года, когда энергетическая биржа «Администратор торговой системы» впервые в истории России провела торги электроэнергией в режиме «спрос – предложение». В торгах были зарегистрированы 6 покупателей и 7 продавцов – в основном дочерние компании РАО «ЕЭС России». В тот день в свободном секторе было реализовано около 13 тыс. МВт, или 1% объема российского потребления электроэнергии. Средневзвешенная цена проданной электроэнергии была на 5,3% ниже, чем государственные тарифы на ФОРЭМ (26,2 копейки против 27,8 копейки за 1 кВт∙ч).

Со временем в операциях в свободном секторе стали участвовать многие «дочки» РАО «ЕЭС». Причем примерно треть участников торгов выступала сугубо в роли покупателей, треть – в роли продавцов, а треть – в зависимости от ситуации продавала или покупала энергию.

Сектор «5–15» стал своеобразным полигоном, на котором отрабатывались механизмы и принципы конкурентной торговли электроэнергией. Работа свободного сектора дала возможность наладить взаимодействие Системного оператора и АТС, спроектировать и проверить в работе все необходимое для биржевой торговли программное обеспечение. Главное – была подтверждена работоспособность созданной модели, внедренных рыночных механизмов и рыночной инфраструктуры.

Многие принципы, отработанные в секторе «5–15», перешли в новый оптовый рынок, пришедший на смену ФОРЭМ, в частности, принцип почасового планирования с почасовой ответственностью участников за его результаты, принцип узлового маржинального ценообразования, механизм проведения торгов, при котором их результаты максимально исполнимы физически.

Новый оптовый рынок электроэнергии

С 1 сентября 2006 года были введены Новые правила функционирования оптового рынка электроэнергии (мощности)[8] и упразднен сектор свободной торговли электроэнергией «5–15». Запущенный тогда механизм часто называют Новым оптовым рынком электроэнергии и мощности (НОРЭМ).

Эти правила изменили всю систему взаимоотношений покупателей и поставщиков электроэнергии (мощности). Запущенный оптовый рынок (рис. 3) пока не полностью конкурентный: до 1 января 2011 года он работает в режиме переходного периода – на нем существует три сектора. В регулируемом секторе электроэнергия продается по регулируемым тарифам, в секторе свободной торговли (рынок на сутки вперед и балансирующий рынок) – по свободным (конкурентным) ценам.

В течение переходного периода происходит либерализация рынка, то есть поэтапное сокращение доли регулируемого сектора. К началу 2011 года вся электроэнергия в России (за исключением объема, поставляемого населению) будет продаваться и покупаться по свободным, нерегулируемым ценам. Это и есть обязательное условие проведения реформы электроэнергетики. Только в условиях свободного рынка возможно формирование справедливой цены электроэнергии, а следовательно, крупномасштабное привлечение частных инвестиций в отрасль. Кроме того, конкурентный рынок позволяет оптимизировать работу энергосистемы страны с тем, чтобы максимально загрузить наиболее эффективные станции, а наименее эффективные вывести в резерв или закрыть. Причем весь процесс оптимизации происходит автоматически, с минимальным вмешательством регулирующих органов.

Оптовый рынок электроэнергии устроен следующим образом: генерирующие компании выставляют свои предложения объемов производства и цены, покупатели заявляют свое потребление, а некоторые – и максимальную цену, которую готовы заплатить. Далее АТС проводит централизованный отбор ценовых заявок поставщиков. Разумеется, в первую очередь отбирается самая дешевая энергия, потом та, что подороже, а на самые дорогие лоты спроса может вообще не найтись. В результате неэффективные станции вынуждены простаивать (запасать выработанную энергию впрок невозможно). Во всех странах, имеющих свободный рынок электроэнергии, так и происходит: атомные и гидростанции, вырабатывающие самое дешевое электричество, работают постоянно с максимальной загрузкой, а дорогие газовые и угольные электростанции включаются только в периоды полупиковой и пиковой нагрузки. Неконкурентоспособные станции выводятся из эксплуатации.

Впрочем, это идеальная и несколько упрощенная схема. В реальности при формировании цены учитываются условия передачи электроэнергии, расположение генераторов и потребителей. А загрузкой станций с учетом реальной топологии сетей и сигналов рынка управляет не только рынок, но и технологическая инфраструктура – Системный оператор.

В первое время существования НОРЭМ основная часть электроэнергии на нем продавалась через регулируемые договоры между продавцами и покупателями электроэнергии. Они так называются потому, что цены на электроэнергию в их рамках регулирует Федеральная служба по тарифам. Эти договоры заключаются между участниками оптового рынка на один календарный год. Основное условие регулируемого договора: «take or pay» («бери или плати»). Поставщик обязан поставить договорной объем электроэнергии. Если у него на это нет технической возможности, он должен купить недостающую электроэнергию по конкурентным ценам на рынке. Покупают энергию по регулируемым договорам как сбытовые компании, так и крупные конечные потребители – промышленные предприятия и предприятия ЖКХ, получившие статус субъекта оптового рынка.

До конца 2006 года все долгосрочные контракты на покупку/продажу энергии заключались по регулируемым ценам. С 1 января 2007 года перешли к снижению раз в полгода доли регулируемых цен по утвержденному графику: 1 января 2007 года доля этих цен не могла превышать 95%, 1 июля 2007 года – 90, 1 января 2008 года – 85, 1 июля 2008 года – 75, 1 января 2009 года – 70, 1 июля 2009 года – 50, 1 января 2010 года – 40, 1 июля 2010 года – 20, 1 января 2011 года – 0%[9]. То есть с начала 2011 года вся электроэнергия в России должна продаваться по свободным ценам. Это означает завершение переходного периода реформирования электроэнергетики и начало работы полностью конкурентного оптового рынка на всей территории России (кроме неценовых зон и изолированных энергосистем, о которых уже шла речь).

Формирование цены на оптовом рынке. В рамках одного рынка существуют три механизма формирования конкурентных цен на электроэнергию: через свободные двусторонние договоры, на рынке «на сутки вперед», на балансирующем рынке. В рамках свободных двусторонних договоров участники рынка сами определяют контрагентов, цены и объемы поставки. Основой рынка «на сутки вперед» является конкурентный отбор ценовых заявок поставщиков и покупателей за сутки до реальной поставки электроэнергии с определением цен и объемов поставки на каждый час суток. Если объем поставки отклоняется от запланированного за сутки вперед, участники покупают или продают объем отклонения на балансирующем рынке. Балансирующий рынок наиболее трудно прогнозируемый. Цены на нем могут в несколько раз отличаться от цен рынка «на сутки вперед». Предприятие, не удержавшееся в рамках запланированного энергопотребления, может столкнуться с необходимостью покупать энергию по очень высокой цене. Тем самым у участников оптового рынка появились стимулы для тщательного планирования производства/потребления электроэнергии, а объемы отклонений от плана стали сокращаться.

Впрочем, рынок «на сутки вперед» играет, пожалуй, даже более важную роль в формировании конкурентного пространства в электроэнергетике. Сделки на нем происходят не между конкретными контрагентами, а через энергетическую биржу – АТС. Покупатель и поставщик предоставляют свои заявки по спросу и предложению на торговую площадку АТС на каждый час предстоящих суток. Параллельно АТС от СО поступают данные о технологических ограничениях и иных системных ограничениях функционирования энергосистемы. На основании всей этой информации АТС принимает решение о равновесной цене в каждом узле расчетной модели и об объемах выработки и потребления электроэнергии. Эти сведения передаются Системному оператору и становятся основой для диспетчирования. Исходя из объемов спроса и предложения на каждый час, СО загружает в первую очередь наиболее эффективные генерирующие мощности. Экономический эффект такого подхода проявился в первые же месяцы после запуска свободного рынка: удельный вес поставок электроэнергии тепловыми станциями с относительно низкими производственными затратами увеличился, а с «дорогих» генерирующих мощностей – сократился.

Хотя в России создан единый оптовый рынок электроэнергии, на нем формируется не единая цена, а множество цен в отдельных узлах. Большинство стран, в которых проведена реформа электроэнергетики, не сталкивались с нашими территориальными проблемами. В европейских странах возможны контракты на поставку электроэнергии, заключенные между любыми генераторами и потребителями. Относительно небольшая территория и наличие развитой сетевой инфраструктуры это позволяют. В России все гораздо сложнее. Невозможно потребность Москвы покрыть с помощью дешевой электроэнергии, выработанной, скажем, на Бурейской ГЭС. Транспортировка по сетям обойдется слишком дорого или будет вовсе недоступна из-за дефицита пропускных мощностей из Сибири в Центр. Поэтому российский рынок электроэнергии разбит на площадки, на каждой из которых возможно исполнение контрактов на поставку энергии.

При разработке модели оптового рынка авторы реформы рассматривали разные варианты. Например, предлагалось формировать единую равновесную цену без узловых цен или зональные цены без учета потерь. Но остановились на модели узлового ценообразования, которая позволила учесть интересы и поставщиков, и производителей по всей энергосистеме страны, а также технологические особенности функционирования энергосистемы. В результате получили динамики почасовых, суточных, месячных и годовых цен. Суточная цена демонстрирует естественный ночной «провал», утренний максимум, дневной полупик, вечерний пик, месячная цена – снижение в выходные дни и повышение в рабочие. В годовом цикле понятны зимние всплески цены, вызванные ростом электропотребления.

В чем смысл модели узлового ценообразования? На территории России выделено более 5600 узлов: более 5000 – в Европейской части страны и на Урале, 600 – в Сибири. По заявкам «спрос – предложение» в каждом узле на каждый час суток происходит соединение спроса и предложения по законам конкуренции, формируются рыночная цена и равновесные объемы производства и потребления. Эти сведения поступают Системному оператору и становятся основой для диспетчирования.

Практика доказала работоспособность избранной модели. Первая зима ее функционирования (2006/2007 год) оказалась необычно теплой, ожидаемого роста цен на электроэнергию не произошло. На это рынок среагировал быстро и правильно. Анатолий Чубайс: «Рынок оптимизировал работу энергосистемы так, как не удавалось ни в советское, ни в наше время. В ряде случаев мы изумлялись, когда, попадая под ограничения по газу и будучи вынуждены грузить станции сверхдорогим мазутом, видели, что рынок часть мазутных затрат принимал и возмещал поставщику (производителю станции), а часть – не возмещал, экономя средства потребителя. То есть рынок оптимально распределяет ресурсы не только со стороны предложения (производителей), но и между потребителями и производителями, то есть решает фундаментальные задачи, ради которых человечество изобрело этот самый эффективный способ регулирования экономики».

Рынок обеспечил загрузку наиболее эффективных станций и минимизировал загрузку неэффективных. При избытке предложения он в первую очередь загружает станции, производящие самую дешевую энергию. Если же спрос растет, в работу постепенно включается все более дорогая генерация. Практически уже не может быть ситуации, когда дорогая генерация находится в работе, а доступная в этом же узле дешевая – простаивает. Действующая модель оптового рынка развивается и преобразовывается под воздействием самого рынка – это обязательное условие его выживания.

Оптовый рынок мощности

Особый сектор оптового рынка – торговля мощностью. Рынок мощности был запущен 1 июля 2008 года[10], когда РАО «ЕЭС» уже прекратило свое существование. Любой потребитель, приобретая энергию на оптовом рынке, обязан покупать мощность. Для тех, кто покупает электроэнергию на розничном рынке, стоимость мощности включена в цену (тариф) электроэнергии.

Фактически плата за мощность – это взнос для потребителей, желающих стать членами «элитарного клуба» участников оптового рынка электроэнергии. Покупатель платит деньги и получает гарантию того, что на рынке в любой момент будет необходимый ему объем электроэнергии. Гарантию дают генерирующие компании, которые используют полученные деньги на поддержание своего генерирующего оборудования в постоянной готовности к выработке оговоренного объема электроэнергии. Причем покупатель может заключить договор на покупку мощности с конкретной генерирующей компанией или купить мощность «из общего источника» через унифицированную сторону – Администратора торговой системы. В любом случае гарантом наличия необходимых мощностей на рынке выступают производители, поставляющие мощность.

Важнейшая задача рынка мощности – обеспечить надежность и бесперебойность поставки электроэнергии потребителям.

Предусмотрены две модели рынка мощности: переходная – до 2011 года и долгосрочная, целевая – после 2011 года. Первая уже действует. Работа над концепцией второй продолжается, и, хотя она находится в высокой степени готовности, сроки ее ввода постоянно сдвигаются. Усилия Совета рынка направлены на то, чтобы не государственные органы, а сами участники долгосрочного рынка нашли компромисс между интересами потребителей и производителей электроэнергии в этой концепции. По сути, спор идет в отношении стоимости электрической мощности и юридических условий гарантии ее оплаты. Если стоимостный прогноз в целевой модели рынка устроит генераторов и потребителей, компромисс будет найден. Генераторам нужна гарантия оплаты мощности и электроэнергии, которая будет выработана на построенном и модернизированном оборудовании. Она облегчит им привлечение инвестиций, убедит банк в том, что продукция, которая станет поставляться на рынок, будет оплачена.

Предполагается использовать договор о присоединении генерации к сетям (об этом далее) и обязательное дополнение к нему – типовые договоры комиссии и купли-продажи электрической энергии и мощности, которые уже действуют и положительно зарекомендовали себя. Если затраты на строительство новых мощностей будут превышать установленные нормированные значения, компании смогут их окупить за счет рынка электроэнергии. Надо сказать, что и в действующей переходной модели при определении платы за мощность предусмотрен возврат инвестиций за счет не только рынка мощности, но и рынка электроэнергии.

Для возврата затрат генерирующих компаний на реконструкцию и модернизацию действующих мощностей предусматривается, что реконструируемые мощности попадут в категорию новой мощности и будут оплачиваться по тем же принципам, что и новое строительство. Срок окупаемости – это расчетная величина, зависящая от той доходности, которую инвестор закладывает в проект. Рынок мощности предполагает гарантированные выплаты в течение некоего фиксированного нормативного срока (его значение еще не согласовано). Он может быть меньше полного срока окупаемости конкретного проекта, но по окончании срока у поставщика остается возможность участия в рынке мощности уже в статусе действующей генерации и получения платы за мощность. Естественно, в течение всего периода есть возможность окупать затраты за счет рынка электроэнергии.

В переходный период у участников существует несколько вариантов заключения контрактов на поставку мощности и электроэнергии. Первый – в рамках регулируемых договоров по тарифу ФСТ. Второй – участники могут заключать свободные двусторонние договоры в ходе биржевых торгов, причем на бирже можно купить/продать только пакет «электроэнергия плюс мощность». Также предусмотрена возможность внебиржевых свободных двусторонних договоров.

В рамках целевой модели будут проводиться конкурентные отборы на право заключения контрактов на поставку мощности производителями электроэнергии. Предполагается, что такие отборы будут проводиться на 4 года и более вперед с тем, чтобы дать возможность участвовать в отборах проектируемым и строящимся генерирующим мощностям.

В июле – августе 2008 года в рамках переходной модели был проведен первый конкурентный отбор ценовых заявок на продажу мощности (КОМ), в декабре 2008 года – второй. В дальнейшем отбор мощности стал проходить раз в год (за год до начала поставки) до запуска целевой модели рынка мощности.

КОМ проводится Системным оператором на основании полученного от АТС реестра генерирующих компаний, допущенных к конкурентному отбору мощности, поступившего от Федеральной службы по тарифам сводного прогнозного баланса электрической энергии (мощности) и поданных участниками ценовых заявок. Для каждой зоны свободного перетока Системный оператор определяет спрос на мощность на основе сводного прогнозного баланса. По правилам отбора мощности старые станции не могут стоить дороже тарифа, а цены новых должны быть экономически обоснованы и учитывать получаемую производителями на рынке электроэнергии маржу сверх их переменных затрат. После этого СО отбирает поставщиков, указавших наиболее низкие цены в заявке и способных обеспечить наличие необходимой мощности в каждой зоне свободного перетока. Поставщики, чьи заявки были отобраны, могут продавать мощность по цене, указанной в их ценовой заявке. Впрочем, они также могут продать свою мощность (полностью или частично) по свободным договорам, если потребитель предложит более выгодные условия.

Как уже говорилось, схема рынка мощности выстроена так, чтобы обеспечить баланс и максимальную предсказуемость рынка электроэнергии. Кроме описанных механизмов, рынок мощности предполагает ответственность производителей и потребителей энергии за выполнение своих заявок на объемы поставляемой (потребляемой) мощности. Если в какой-то момент генерирующая компания не сможет обеспечить заявленный объем, она должна купить недостающую мощность на рынке. При этом правила таковы, что цена покупки будет выше, чем в заявке генерирующей компании. Такие правила стимулируют производителей аккуратно планировать объемы генерации и выполнять планы.

Аналогичные механизмы работают и в отношении потребителей. Если покупатель в какой-то период потребляет объем мощности, отличный от запланированного, он должен докупить/продать мощность, оказавшуюся для него по факту недостающей/избыточной. Причем недостающие объемы покупаются по более высокой цене, а избыточные продаются по более низкой. Однако у потребителей есть право вообще не подавать ценовые заявки и весь объем потребляемой мощности приобретать по фактически сложившимся на рынке ценам на мощность.

Еще одно свойство рынка мощности: он позволяет инвесторам, вложившим средства в строительство генерирующих мощностей, окупить свои вложения. Причем в идеале размер возмещения должен быть максимально адекватным рыночной стоимости строительства новых мощностей. Пока целевая модель долгосрочного рынка мощности окончательно не разработана и не утверждена правительством, у энергетиков остаются сомнения в перспективах возврата средств, вложенных в новое строительство. Главные вопросы вызывает методология оценки экономической обоснованности ценовых заявок энергокомпаний. Для анализа процессов ценообразования, протекающих на рынке, создана межведомственная комиссия с участием представителей всех ключевых министерств и ведомств.

Все мощности, введенные в эксплуатацию после 2008 года, продаются по свободным ценам, а более «старые» – частично по регулируемым, частично по свободным. В течение полугода после запуска переходного рынка мощности, то есть до конца 2008 года, по свободным ценам продавалось 25% «старых» мощностей. После чего сектор свободных цен на рынке мощности стал периодически увеличиваться, и к 2011 году должен достичь 100%. Причем график либерализации рынка мощности аналогичен тому, что и на рынке электроэнергии, о котором уже шла речь.

Розничные рынки электроэнергии

Продолжением оптового рынка являются розничные рынки электроэнергии. Их либерализация началась одновременно со становлением оптового рынка в сентябре 2006 года в соответствии с Постановлением Правительства РФ «Об утверждении Правил функционирования розничных рынков электрической энергии в переходный период реформирования электроэнергетики» от 31 августа 2006 года № 530.

На розничных рынках электроэнергию приобретают потребители, не имеющие доступа на оптовый рынок, а также распределительные сетевые компании, чтобы компенсировать потери электроэнергии. Продавцами выступают сбытовые компании и сравнительно небольшое количество мелких электростанций, не являющихся участниками оптового рынка. Основной же объем электроэнергии, поступающей на розничные рынки, приобретается на оптовом рынке. Роль посредников между рынками играют сбытовые компании. Они покупают энергию оптом и продают в розницу. Своих сетей сбытовые компании, как правило, не имеют, поэтому для доставки энергии потребителям пользуются услугами сетевых компаний.

Сбытовые компании относятся к конкурентному сегменту рынка, поэтому в каждом регионе присутствуют несколько конкурентных «сбытов». Причем каждый «сбыт» свободен в заключении договоров с потребителями. Если продавец и покупатель не договорятся по условиям поставки, договора не будет.

Кроме сбытовых компаний, работающих в конкурентной среде, в каждом регионе действует гарантирующий поставщик, который обязан заключить договор с любым обратившимся к нему потребителем, если тот расположен в границах его зоны деятельности. Если покупателя не устраивает его поставщик электроэнергии, он может обратиться к гарантирующему поставщику. Гарантирующий поставщик предлагает одинаковые условия для всех потребителей, обеспечивая полную прозрачность ценообразования. Причем в течение переходного периода на розничном рынке действуют как свободные цены, так и регулируемые тарифы, утверждаемые региональными властями. Несмотря на то что с 2011 года на оптовом рынке будет прекращено ценовое регулирование, тарифы для населения останутся регулируемыми минимум до 2014 года.

При формировании конечной цены гарантирующий поставщик учитывает: свою сбытовую надбавку, отражающую его расходы и допустимый уровень прибыли, цену электроэнергии на оптовом рынке (или цену ее розничного производства), стоимость услуг сетевых компаний по передаче электроэнергии и иные обязательные услуги. Величина этих составляющих регулируется государством, за исключением цены электроэнергии, приобретенной в конкурентном сегменте оптового рынка. Впрочем, и для определения рыночной оптовой цены, включаемой гарантирующим поставщиком в цену конечному потребителю, существует правило: она должна быть равна средней стоимости единицы электрической энергии (1 кВт∙ч), сложившейся на оптовом рынке за истекший месяц. Эти данные ежемесячно публикуются на сайте Администратора торговой системы. По мнению авторов реформы, подобный механизм ценообразования позволяет стимулировать гарантирующего поставщика к минимизации своих расходов по покупке энергии на оптовом рынке и в то же время защищает потребителей от неосторожной ценовой политики.

Сбытовые организации, не работающие с населением, поставляют энергию предприятиям по договорным ценам. При этом потребитель, заключая договор, всегда может сравнить предлагаемую ему цену со стоимостью поставки энергии гарантирующим поставщиком, к которому он может уйти в любой момент, отказавшись от услуг нынешнего продавца. Покупатель может покупать электроэнергию и у розничных производителей, от малой генерации.

На рынке присутствуют три группы потенциальных игроков, которые составляют основу сбытового бизнеса: сбытовые компании, выделившиеся из реформированных АО-энерго, многие из которых получили статус гарантирующих поставщиков; структуры, поставляющие электроэнергию крупным промышленным предприятиям; частные компании, которые работают в сфере энергетики и ЖКХ.

Анатолий Чубайс: «Становление розничного рынка идет сложно. Гарантирующий поставщик выталкивает независимые сбытовые компании, не давая им подступиться к потребителям, возникают конфликты между распределительными сетями, а главное – установлению равновесия мешает нерешенная проблема перекрестного субсидирования». На первом этапе борьба ведется между гарантирующими поставщиками и крупными бизнес-структурами, а мелким сбытовым компаниям приходится довольствоваться небольшими рыночными нишами. Впрочем, конкуренция пусть даже на уровне только крупного бизнеса приведет сбытовые компании к необходимости бороться за потребителей, развивать сервисы, повышать качество, готовиться удержать занятые позиции.

Перекрестное субсидирование. В энергетике можно выделить несколько видов перекрестного субсидирования: между теплом и электроэнергией; межрегиональное и внутрирегиональное; между группами потребителей, прежде всего между населением и промышленностью.

В ходе реформы первые два вида перекрестного субсидирования были практически ликвидированы благодаря внедрению свободных рыночных цен на электроэнергию (мощность). В перекрестном субсидировании между теплом и электроэнергией некоторые проблемы пока сохраняются из-за возможности включения части субсидирования в тарифы (цену) на мощность в рынке мощности. Однако по мере развития конкурентных отношений на рынке мощности и строительства новых мощностей этот вид перекрестного субсидирования будет уменьшаться. Гораздо хуже обстоят дела с перекрестным субсидированием между населением и промышленностью. Вкратце его механизм выглядит так: работающие на розничном рынке сбытовые компании вынуждены продавать электроэнергию населению не по справедливой рыночной цене, а по более низкому тарифу, установленному субъектом Федерации. Причем экономически обоснованная цена может отличаться от тарифа в 2 раза и более. Чтобы покрыть свои убытки, сбытовая компания завышает цену электроэнергии для предприятий. В результате промышленность ежегодно оплачивает примерно четверть электроэнергии, потребляемой населением. Это и есть перекрестное субсидирование.

Из-за него возникает разрыв между оптовым рынком, где уже существует конкуренция, и розничным, где объективное ценообразование практически искажено, а значит, ограничена конкуренция, построенная на рыночных принципах. А ведь перенос цен, складывающихся на оптовом рынке, в цену электроэнергии в розничной торговле – один из базовых принципов системы рынков в электроэнергетике, обеспечивающий ее целостность и устойчивость.

Более того, даже отдельно взятый розничный рынок не будет действовать по рыночным правилам, пока существует перекрестное субсидирование. Сбытовые компании, работающие с населением (в первую очередь гарантирующие поставщики), могут предложить промышленным потребителям конкурентные цены. Потребителей легко могут переманить независимые сбытовые компании, не привязанные к населению. А крупные потребители станут уходить на оптовый рынок с его конкурентными ценами. В результате либо разорится гарантирующий поставщик (ведь ему придется самому платить за население), либо перекрестное субсидирование ляжет на меньшее число предприятий, для которых цена энергии вырастет до запредельных величин. Чтобы подобного не произошло, приход на рынок альтернативных гарантирующим поставщикам сбытовых компаний и уход потребителей на оптовый рынок ограничены и на федеральном, и на региональном уровнях. На фоне общей либерализации рынка это является серьезным недостатком.

Самый радикальный способ борьбы с перекрестным субсидированием – увеличить тарифы для населения до экономически обоснованных величин. В реальности это означало бы одномоментный рост тарифа в 2–2,5 раза. Понятно, что в российских реалиях подобное невозможно. Поэтому тариф стали увеличивать постепенно. В некоторые годы цены для населения росли темпами, вдвое превышающими рост цен для промышленности.

Пока существует перекрестное субсидирование, энергетики предложили отказаться от нынешней полулегальной схемы и сделать механизм ценообразования на розничном рынке прозрачным. Для этого определить на государственном уровне круг субсидируемых и субсидирующих потребителей, установить им соответствующие тарифы и надбавки. А для населения установить предельные (субсидируемые) нормы потребления электроэнергии, при превышении которых льготный тариф не будет действовать. Имеющиеся средства учета позволяют фиксировать и контролировать отклонения. Однако этот проект не реализуется. Еще один способ существования в ставший вечным «переходный период» – переложить нагрузку перекрестного субсидирования на бюджет. Но и этот вариант в полном объеме не реализован.

Рынок системных услуг

Системные услуги – это поддержание надежного энергоснабжения потребителей и соблюдение заданных параметров энергосистемы. К ним относятся: регулирование частоты и активной мощности, напряжения и реактивной мощности, резервирование мощности и сетевое резервирование, предотвращение аварий, восстановление электроснабжения после аварии, диспетчерское управление.

В наследство от монопольной советской электроэнергетики современный рынок получил централизованное управление параметрами энергосистемы. В то же время, по мнению авторов реформы, услуги по обеспечению стабильности системы могут быть товаром. То есть системные услуги можно вывести из монопольного сектора в рыночный. Но пока такого рынка нет. По сложности структуры он сопоставим с рынком мощности, а по технологической уникальности и числу проблем электроснабжения намного превосходит его и требует серьезной подготовки и нетрадиционных подходов.

Организатором рынка системных услуг с правами заказчика будет Системный оператор, а участниками – генерирующие компании, потребители электроэнергии и сетевые компании. У всех них есть свои механизмы для обеспечения заданных параметров функционирования энергосистемы. Упрощенно модель рынка выглядит следующим образом. Генерирующие компании/потребители, имеющие возможность гибко управлять своей генерацией/потреблением, подают заявки на участие в рынке системных услуг. Системный оператор по конкурсу выбирает необходимое число участников (в список попадут те, кто подал самые дешевые заявки). После чего автоматизированная система преобразует ситуацию на рынке (недостаток/излишек электроэнергии в узлах поставки) в прямые сигналы для конкретных электростанций. Генерирующая компания/потребитель, поставляющая подобные услуги, должна получать плату, компенсирующую затраты по установке (или перевооружению), эксплуатации и изменению режима соответствующего оборудования, а также компенсацию за простои своих мощностей (если из-за избыточности электроэнергии на рынке они будут не загружены какое-то время).

Пилотный проект РАО «ЕЭС России» по внедрению системы управления блоками станций в режиме системных услуг был реализован на Киришской и Ставропольской ГРЭС. СО сможет передавать команды по увеличению/снижению текущей нагрузки энергоблоков, основываясь на контроле режима работы энергосистем и заявках участников рынка системных услуг. Впрочем, это чисто техническая часть построения рынка, а рыночная находится в стадии формирования.

Рынок ремонтных услуг

До проведения реформы электроэнергетики ремонтные (сервисные) услуги фактически были монопольным видом деятельности. На каждой станции были свои ремонтные, монтажные, диагностические и прочие службы. И только они оказывали профильные услуги в текущем режиме. Если же проводились работы, выходившие за рамки возможностей собственных служб, то привлекались соответствующие подразделения региональной энергокомпании. Монтажное управление в составе АО-энерго было абсолютным монополистом в своем регионе. Это же касалось всех сервисных служб, включая общероссийских монополистов, занимавшихся научно-техническими разработками и проектированием. Ни о какой конкурентоспособности в таких условиях говорить не приходилось.

Когда в процессе структурной реформы сервисные услуги были выделены в отдельные бизнесы, а на рынки услуг получили доступ любые достаточно компетентные компании, подразделения, выделенные из АО-энерго, вынуждены были озаботиться своей конкурентоспособностью. И тут сказалось тяжелое наследство:

– низкий профессионализм менеджмента, слабые или отсутствующие службы маркетинга, управления персоналом, экономики и финансов;

– расценки на работы, не соответствующие реальным затратам;

– низкое качество работ и стремление избежать ответственности за него;

– отсутствие механизма страхования ремонтов;

– непрозрачность конкурентных торгов, неприспособленность к электронным торговым площадкам.

Видов сервисной деятельности достаточно много: проектирование энергетических объектов (новое строительство и реконструкция), энергомонтаж и наладка, НИОКР, диагностика оборудования и систем, изготовление технологического оборудования и его частей, консалтинг и др. И все они имеют проблемы. Так, энергоремонтное хозяйство к началу реформ было неэффективно. Удельная численность ремонтного персонала в расчете на 1 МВт установленной мощности в России в 5–10 раз превышала зарубежные показатели. Он был абсолютно не приспособлен к работе в условиях конкуренции. Когда в ходе реформы были разрушены локальные и общероссийские монополии, на рынок сервисных услуг пришли компании со смежных российских рынков и из-за рубежа (поставщики оборудования, технологий). Стали активно расширять регионы своего присутствия и некоторые «классические» сервисные организации (бывшие подразделения АО-энерго).

Рынок сервисных услуг менее других зависит от особенностей электроэнергетики (непрерывность производства и потребления), поэтому для его создания и созревания достаточно использовать стандартные механизмы (борьба с коррупцией, государственный протекционизм и т. п.).

Рынок производных финансовых инструментов

Рынок производных финансовых инструментов должен стать еще одним (наряду с рынком мощности) инструментом повышения стабильности рынка электроэнергии как по цене, так и по балансу «генерация – потребление». Кроме того, он позволит создать систему управления ценовыми рисками в электроэнергетике. Планируется, что после начала работы конкурентного рынка мощности появится возможность покупать/продавать стандартизованные контракты на биржевых торгах. То есть эти контракты станут фьючерсами, предполагающими поставку одновременно электроэнергии и мощности, и позволят энергокомпаниям, инвесторам и крупным потребителям застраховаться от чрезмерной волатильности (скачков) цен. Фьючерсные контракты позволяют управлять рисками и переносить их c одной стороны сделки на другую, готовую принять риски с целью извлечения прибыли в будущем. А благодаря привлечению на этот рынок участников, не связанных с энергетикой (инвестиционных компаний, банков и т. п.), часть ценовых рисков из этой отрасли перераспределится в финансовый сектор.

Пока существуют только концепции создания рынка производных финансовых инструментов в электроэнергетике. В частности, обсуждается, какими в рамках всего рынка должны быть доли сделок на обычном (спотовом) и на фьючерсном (срочном) рынках.

Инвестиции в электроэнергетику

Что такое запуск инвестиционного процесса в электроэнергетике? Анатолий Чубайс: «До моего прихода в РАО „ЕЭС“ в 1998 году инвестиции были запрещены вообще – был приказ с запретом. Чудовищная вещь, но я понимаю, почему это было сделано. Везде был бартер, мы получали 10–20% „живых“ денег, из которых нужно было платить зарплату. А стройки получали лишь 2%, на которые в принципе ничего не могли сделать. На Бурейской ГЭС задержка по зарплате была 18 месяцев – голод был, физический голод. Люди не уезжали только потому, что не могли вещи вывезти – нечем было оплатить контейнер. Ягоды собирали и этим питались. Какие уж там инвестиции?

А в 2006 году инвестиционный процесс по-прежнему опирался на уродливую категорию – абонентскую плату – сбор со всех энергопредприятий. Она делилась на эксплуатационную (текущие расходы) и инвестиционную части. Последняя и была программой инвестиций в энергетику, которую правительство утверждало каждый год. При этом с начала 1990-х годов ни одна энергосистема не построила ни одной крупной станции. Да это было и невозможно, потому что у них в тарифе не было источника для инвестиций в строительство. Если появлялся какой-то кусочек, они должны были сдать его в РАО „ЕЭС“, а мы из этих кусочков строили федеральные станции, к сожалению, мало строили. У энергетики есть такое коварное свойство – она дорогая. Одна электростанция стоит не менее 1,5 млрд долларов. Если отрасль развивать только на бюджетные средства, бюджетная политика в стране будет разрушена. Поэтому и потребовалась реформа».

Перед реформой электроэнергетики в России ставились три задачи: структурная реформа, создание системы рынков и запуск инвестиционного процесса в отрасли. Когда реформа только запускалась, ее авторы планировали начать инвестиционную стадию после реализации первых двух. Но жизнь внесла свои коррективы.

Нараставшие диспропорции. Вызов электроэнергетике

В 1990-х годах, когда Россия проходила период постсоциалистической рецессии, ограничения для развития экономики со стороны энергетики были некритичными. Энергопотребление снижалось медленнее, чем ВВП и промышленное производство. Потребление электроэнергии сократилось на 18,8%, добыча газа – на 9%, ВВП – на 43,1%, промышленное производство – на 37,3%. В 2000–2005 годах это позволило наращивать выпуск при ограниченном росте потребления энергоресурсов. С началом стабильного экономического роста ситуация изменилась. Надежность энергоснабжения стала фактором, определявшим возможности развития страны.

Стран, имевших энергоемкость ВВП, близкую к российской, было немного, у большинства этот показатель был в 2–3 раза ниже. В России, по оценкам Института энергетических исследований (ИНЭИ) РАН, выполненным в 2000 году, потенциал электросбережения достигал 220–260 млрд кВт∙ч, или 23–27% современного уровня электропотребления[11]. Владимир Путин: «Наряду с вводом новых мощностей необходимо серьезно повысить энергоэффективность отечественной экономики. Не менее чем на 40% к 2020 году. Вы знаете, что энергоемкость экономики России в 2,3 раза выше, чем в среднем в мире. Это потенциал энергосбережения в нашей стране – около 40–45% от текущего объема потребления энергии. Причем наибольший эффект в краткосрочной перспективе может быть получен в самой электроэнергетике в результате модернизации тепловых электростанций, снижения потерь в сетях, развития возобновляемых источников энергии»[12].

Потребление электроэнергии в России с 1991 по 1998 год сократилось почти на 25%, появились значительные резервы мощности в Единой энергетической системе, ощутимо снизилась загрузка электростанций. В 1998 году период падения спроса на электроэнергию закончился, яма была пройдена, начался рост (табл. 1). Причем если среднегодовой темп роста электропотребления в 2000–2005 годах составлял 1,7%, то в 2006 году – 4,2%, то есть произошел скачок в 2,5 раза.

По регионам картина существенно различалась и не внушала оптимизма. В 10 регионах электропотребление превысило советский максимум: в Удмуртии – на 2%, в Вологодской области – на 4, в Карелии – на 5, на Кубани – на 8, в Астраханской и Ленинградской областях – на 10, в Тюменской области – на 15, в Калининградской области – на 21, в Московской области – на 24, в Дагестане – на 60%[13].

При этом мощность и пропускная способность энергосистемы оставались на прежнем уровне или снижались из-за выбытия старых мощностей. Установленная мощность электростанций на 31 декабря 2006 года составила 210,8 млн кВт, из них мощность тепловых электростанций – 142,4 млн кВт (68% суммарной установленной мощности), гидро- и гидроаккумулирующих электростанций – 44,9 млн (21%), атомных электростанций – 23,5 млн (11%). С 1990 по 2007 год было введено в эксплуатацию преимущественно на тепловых электростанциях 24,6 млн кВт новых мощностей, или примерно 1,4 млн в год[14], тогда как Советский Союз вводил по 9 млн кВт в год[15]. Для сравнения: Китай в 2001 году ввел 20 тыс. МВт, в 2002–2003 годах – по 35 тыс. МВт в год, в 2004–2005 годах – по 50 тыс., в 2006- 2008 годах – по 80 тыс. МВт[16].

Суммарная мощность устаревшего оборудования на всех электростанциях достигла 39% установленной мощности, в том числе на тепловых электростанциях – 40%, на гидравлических – более 50%. Ожидалось, что к 2020 году 57% мощностей действовавших тепловых электростанций отработают свой ресурс. Износ основных фондов электросетевого хозяйства достигал в среднем 40,5%, в том числе оборудования подстанций – 63,4%[17].

После того как основное оборудование для генерирующих установок и магистральных сетей исчерпает индивидуальный ресурс, требуется техническое перевооружение или его остановка. По прогнозам ИНЭИ РАН, в целом по стране прекращение эксплуатации этого оборудования привело бы к снижению в 2010 году мощности на 34 млн кВт (в основном за счет тепловых электростанций)[18].

Проблема дефицита генерирующих мощностей усугублялась тем, что в 2006 году электроэнергетика столкнулась с ограничением поставок дешевого газа, сжигание которого обеспечивало 49% всего производства электроэнергии в России и 68% выработки тепловых электростанций. Искаженная система цен и доставшаяся от СССР идеология «газовой паузы» привели к перекосу в топливно-энергетическом балансе страны: на газ приходилось менее четверти общих разведанных запасов энергоресурсов России, но он обеспечивал почти половину производства электроэнергии.

Все это привело к дефициту электроэнергии в первую очередь в динамично развивавшихся регионах: в Москве, Санкт-Петербурге, Екатеринбурге, Тюмени, Краснодаре. Зимой 2005/2006 года приходилось ограничивать потребителей. Ситуацию, сложившуюся в масштабах страны, хорошо иллюстрирует график пересечения кривых требуемой и действующей мощностей и мощности с истекшим сроком службы, который журналисты назвали «крест Чубайса» (рис. 4).

Анатолий Чубайс: «В 2006 году экономика предъявила столь колоссальный спрос на электроэнергию, что электроэнергетика оказывается в весьма специфическом положении и перед развилкой. Либо она в состоянии отреагировать на спрос, тогда в ней самой должны произойти глубинные масштабные изменения (как результат – и в экономике в целом). Либо этого не произойдет, и она станет мощным тормозом развития всей экономики». Таким образом, авторы реформы получили ясный сигнал: задача инвестиционного развития энергетики должна быть решена не после, а в ходе реформы. И озаботились подготовкой инвестиционной стратегии.

Прогнозирование и планирование в отрасли

Энергетику невозможно развивать, не видя далеких перспектив. В ней ошибки в стратегии куда страшнее, чем в тактике. Необходимо было четко определиться в крупных развилках, поэтому решено было одновременно охватить три временных горизонта:

– долгосрочный – до 2030 года. Группа специалистов РАО «ЕЭС России» во главе с Борисом Вайнзихером на основе материалов, подготовленных по ее заказу Институтом энергетических исследований РАН (академик Алексей Макаров), Энергетическим институтом имени Кржижановского (академик Эдуард Волков), с участием академиков Александра Шейндлина, Олега Фаворского, Владимира Фортова и других, разработали документ «Целевое видение развития российской электроэнергетики на период до 2030 года»[19];

– среднесрочный – до 2020 года. Министерство промышленности и энергетики и РАО «ЕЭС» совместно разработали «Генеральную схему размещения объектов электроэнергетики до 2020 года», которая была одобрена Распоряжением Правительства РФ от 22 февраля 2008 года № 215-р. Она содержит научно обоснованный перечень площадок для строительства энергообъектов и имеет исключительно важное значение для инвесторов. С ее помощью правительство официально объявило, в каких точках будет высокий спрос на электроэнергию, где появятся новые сети, какие территории будут обеспечены электроэнергией за счет АЭС, а где выгодно строить тепловые электростанции, поскольку будет большой спрос и вложения окупятся. Мировой кризис внес коррективы в прогнозы, однако дальнейший рост энергопотребления сомнению не подвергается;

– краткосрочный (на 5 лет). Основой пятилетнего планирования развития единой энергосистемы стала сначала Инвестиционная программа холдинга РАО «ЕЭС России», а затем (с 2008 года) инвестиционные программы компаний, образованных в результате его реформирования. Впервые она была разработана на 2006–2010 годы, далее на 2007–2011 годы и на 2008–2012 годы. Поскольку было известно, что с 1 июля 2008 года РАО «ЕЭС» прекратит свое существование, чтобы не исчезла сама схема планирования, пятилетний плановый цикл в генерирующих компаниях также сделан скользящим – с ежегодным смещением на один год.

Оценка спроса, являющаяся основа для формирования среднесрочного плана развития электроэнергетики. будет точной, если есть видение динамики развития экономики страны, регионов и городов, муниципальных образований. Для электроэнергетики наличие генеральных планов городов – условие эффективного развития распределительных сетей и генерации. Наличие пятилетней программы развития региона – условие адекватной оценки динамики спроса.

РАО «ЕЭС России», столкнувшись с необходимостью разработать долгосрочные и среднесрочные планы, было вынуждено считаться с отсутствием долгосрочных и среднесрочных планов развития на разных уровнях. Наиболее продвинутым оказался макроэкономический срез. На нем можно было получить достоверные среднесрочные прогнозы. Хуже обстояло дело с отраслевыми срезами планирования. В большинстве отраслей оно просто отсутствовало. С 2006 года менеджмент РАО «ЕЭС» развернул кампанию по подписанию соглашений с регионами о взаимодействии в развитии энергосистем. Эти документы включали перечень объектов в генерации и в сетях, сформированный на основе прогнозных показателей роста спроса на электроэнергию. Так, уже в 2006 году РАО «ЕЭС России» подписало соглашения о реализации совместных программ по строительству и реконструкции электроэнергетических объектов с правительством Москвы, администрациями Свердловской, Челябинской, Нижегородской областей, а в 2007 году – с администрациями еще 14 регионов. Наиболее известной стала договоренность с властями Краснодарского края, так как выполнение сторонами взятых на себя обязательств напрямую связано с возможностью обеспечить электричеством строительство туристических и спортивных объектов к сочинской Олимпиаде-2014, а также провести Олимпиаду при свете и тепле.

Парадокс, но электроэнергетика – оплот либералов стала первой отраслью в современной России, в которой разработана, закреплена на уровне нормативных документов и практически реализуется система долгосрочного, среднесрочного и краткосрочного планирования.

30 ноября 2006 года правительство утвердило базовый сценарий развития электроэнергетики, основываясь на прогнозируемом росте потребления электроэнергии с 984 млрд кВт∙ч в 2006 году до 1198 млрд в 2010 году. Среднегодовой темп роста электропотребления был определен в 5%. Казалось бы, ничего невероятного и катастрофического в этом не было – многие отрасли росли таким темпом.

Однако для электроэнергетики он был беспрецедентным, потому что, как уже говорилось, в предыдущие 5 лет отрасль наращивала выработку преимущественно на существовавших мощностях, за счет повышения коэффициента их использования. Но эта возможность была исчерпана, в силу технологических особенностей так расти энергетика больше не могла. Анатолий Чубайс: «Упрощенно говоря, чтобы удовлетворять потребность в каждом новом киловатт-часе электроэнергии, нужно было создать новый киловатт мощности. Это абсолютно новое явление, радикально изменившее характер процессов, которые мы обязаны выстроить и реализовать в энергетике. А тут еще и бурный рост электропотребления в стране. Соединение этих двух тенденций означало, что нам нужно было не просто обеспечить новые вводы мощностей, а обеспечить их в уникальном масштабе».

В Инвестиционной программе на 2006–2010 годы был заложен ввод мощностей на пять лет в объеме около 23 тыс. МВт. Отталкиваясь от утвержденного прогноза спроса, менеджмент РАО «ЕЭС» с 2007 года был вынужден увеличить его до 40,9 тыс. МВт. Справка, иллюстрирующая масштаб задачи: за предшествующие 15 лет в стране было введено около 23 тыс. МВт, исторический максимум советских вводов пришелся на 1985 год – 8,9 тыс. МВт. Чтобы справиться со столь грандиозной задачей, предстояло выйти на качественно новый уровень. Возник вопрос: возможно ли это?

Анатолий Чубайс: «Решение этой задачи возможно, во-первых, потому что речь идет о реальном платежеспособном спросе, за которым стоит живой потребитель, готовый платить за электроэнергию, во-вторых, благодаря самой реформе. Рыночная отрасль тем и отличается от нерыночной, что умеет и хочет работать на спрос. Будь то спрос с умеренной динамикой, не требующей инвестиций, или с радикальной, требующей полного пересмотра всей инвестиционной стратегии. Рыночная отрасль умеет делать и то, и другое. Реформа в энергетике для того и проводилась. Третья базовая предпосылка состоит в том, что нужна еще и внятная стратегия, показывающая, что именно требуется сделать – не с точки зрения реформы, а с точки зрения характера новых вводов, объемов, структуры, изменения топливного баланса и других базовых параметров».

В мае 2008 года была утверждена Инвестиционная программа на 2008–2012 годы[20]. Она задала параметры первого из двух этапов инвестиционного развития электроэнергетики.

Первый этап, 2008–2012 годы, – взрывообразный старт «с нуля». Инвестиционная программа предполагает строительство 98,8 тыс. км линий электропередачи, 156,9 тыс. МВт трансформаторной мощности и 43,9 тыс. МВт новой генерации. Это примерно 10-15-кратный рост в годовом исчислении по сравнению с предшествующим периодом. Объем ежегодных капиталовложений в отрасли с 2002 по 2009 год увеличивается в 17 раз, мощность ежегодно вводимых энергообъектов – в 20 раз (с 640 МВт до 12,9 тыс. МВт). Планируется, что к 2012 году каждое технологическое звено электроэнергетики получит свои источники и для текущего функционирования, и для инвестиционного развития. При объеме инвестиционной программы около 4,4 трлн рублей частные инвестиции составят почти 1 трлн рублей.

Второй этап, после 2012 года, – стационарный. Согласно базовому сценарию потребление электроэнергии до 2020 года будет расти в среднем на 4,1% в год (по максимальному сценарию – на 5,2%). В соответствии с «Генеральной схемой размещения объектов электроэнергетики до 2020 года» среднегодовой объем ввода энергообъектов с 2011 по 2020 год составит 8 ГВт при базовом сценарии и до 14 ГВт при максимальном. По оценкам авторов реформы, потребность российской энергетики в инвестициях до 2020 года составит 20 млрд долларов ежегодно. В «Генеральной схеме» для базового варианта потребность в установленной мощности электростанций (зона централизованного электроснабжения) определена в объеме 245,5 млн кВт в 2010 году, 297,5 млн – в 2015 году и 347,4 млн кВт – в 2020 году (табл. 2). При этом мощность действовавших в 2006 году электростанций сократится к 2020 году на 49,5 млн кВт (табл. 3). Централизованное планирование останется только в отношении магистральных (ФСК) и распределительных сетей (МРСК), гидро- и атомной генерации (ГидроОГК и «Росэнергоатом»). Тепловая генерация (ТГК, ОГК), вырабатывающая до 60% электроэнергии, будет развиваться сугубо на основе рыночных сигналов.

Источники инвестиций

Разработанная менеджментом РАО «ЕЭС» концепция инвестиций базировалась на концепции реформирования. Аналогично были выделены монопольный (сети, диспетчеризация) и конкурентный (генерация, сбыт, сервисы) секторы. Предполагалось, что первый будет развиваться преимущественно на бюджетные средства, второй – преимущественно за счет частных инвестиций. Мысль простая, но, чтобы она стала работоспособной, нужно было сопроводить ее не только теоретическими обоснованиями, но и набором практически действующих финансовых механизмов с соответствующим нормативным обеспечением. Эти механизмы различаются по секторам:

– в монопольном секторе – дополнительная эмиссия акций ФСК, СО и ГидроОГК в пользу государства, плата за техническое присоединение к сетям, средства от продажи активов, займы и кредиты, поступления из федерального бюджета, собственные средства;

– в конкурентном секторе – дополнительная эмиссия акций ОГК и ТГК в пользу частных акционеров, механизм гарантирования инвестиций, прямые частные инвестиции в локальные проекты, средства от продажи активов, займы и кредиты, собственные средства.

Причем все они, кроме поступлений из федерального бюджета и собственных средств, рождены реформой. В табл. 4 представлены источники финансирования Инвестиционной программы компаний, образованных в результате реформирования РАО «ЕЭС России».

Инвестиции в монопольный сектор

В монопольном секторе инвестиции требуются прежде всего для создания и поддержания сетевой инфраструктуры. Инвестиционная программа на 2008–2012 годы предполагает строительство за 5 лет 98,8 тыс. км линий электропередачи, на что необходимо примерно 1 трлн рублей.

Так как государству принадлежит 75% Федеральной сетевой компании, логично предположить, что именно бюджет должен взять на себя финансирование программы по развитию сетей. Но у бюджета нет таких денег. Те средства, которые он способен выделить на развитие энергоактивов, находящихся в государственной собственности (не только ФСК, но и ГидроОГК), в несколько раз меньше необходимого.

Часть средств на реализацию инвестпрограмм ФСК и ГидроОГК была получена за счет продажи приходившихся на долю государства пакетов акций в 14 генерирующих компаниях. Вырученная сумма составила 388,35 млрд рублей, из них 252 млрд получит магистральный сетевой комплекс.

Часть средств заработают сами монополисты. Например, ожидается, что прибыль ФСК за 5 лет составит 300 млрд рублей. Разумеется, на инвестиции будут потрачены не все эти деньги. В любом случае три упомянутых источника (бюджет, продажа акций генкомпаний, прибыль ФСК и ГидроОГК) смогут покрыть лишь часть потребностей в инвестициях. Остальное планируется получать за счет платы за присоединение к сетям.

Яков Уринсон: «ФСК будет обеспечивать все магистральные сети и поддержку действующих сетей, а все новые присоединения, начиная от предприятий и заканчивая крупным жилым районом, будут осуществляться за счет денег инвесторов. Инвесторы на это будут идти, поскольку ясно, что эти деньги они окупят куда быстрее, чем деньги во всю систему». Эта временная мера по Закону «Об электроэнергетике» должна быть отменена в 2011 году. Ожидается, что к тому моменту заработает новая система тарифного регулирования, базирующаяся на методе доходности инвестированного капитала (более известного как RAB, от англ. regulatory asset base – регулирующая база активов). Его предполагается использовать вместо классического метода экономически обоснованных затрат. Анатолий Чубайс: «Мы исходим из уверенности, что ближайшие 25 лет энергетика все же станет жить в ситуации нормальных тарифов. Нормальных – означает рыночных, то есть включающих возврат инвестиций».

В распределительные сети инвестиции привлекать сложнее, чем в магистральные. Они не могут рассчитывать на средства от продажи государственной доли в генерирующих компаниях, недоступны им и средства госбюджета. А в региональных бюджетах средств для вложений в местные сети нет. Частные инвестиции в достаточном объеме можно привлечь только в случае приватизации региональных сетей. Закон «Об электроэнергетике» запрещает приватизацию распределительных сетей, по крайней мере, до 2011 года.

Вариант с включением инвестиционной компоненты в тариф на передачу электроэнергии по региональным сетям также было решено оставить «про запас». По мнению авторов реформы, недостаток этой схемы в том, что за развитие распределительных сетей придется платить и тем потребителям, которые в этом напрямую не нуждаются, в том числе населению. Инвестиционная составляющая может увеличить тариф на передачу в несколько раз, а это чревато социальным напряжением. Поэтому реальным остался все тот же источник инвестиций – плата за присоединение. Ее вносят предприятия, желающие стать новыми потребителями (подключиться к сетям), и предприятия, увеличивающие потребление электроэнергии (что требует подвода дополнительных линий). Вот только механизм определения ее размера должен быть максимально прозрачным.

В условиях финансового кризиса Минэнерго разработало механизм поддержки компаний монопольного сектора в объеме 146 млрд рублей в 2009 году. Предусмотрены такие возможности финансирования инвестпрограмм: через инфраструктурные облигации, кредитование в госбанках, прямое выделение средств из бюджета, вхождение банков-кредиторов в уставный капитал этих компаний.

Инвестиции в конкурентный сектор

Дополнительный выпуск акций (IPO)[21] генерирующих компаний в пользу частных инвесторов. На начальном этапе реализации Инвестиционной программы особые надежды возлагались на IPO дополнительных выпусков акций и госпакетов ОГК и ТГК. Конкретные сроки и объемы допэмиссии и госпакета определялись индивидуально по каждой ОГК и ТГК с учетом оптимизации структуры финансирования инвестиционных проектов.

Анатолий Чубайс: «IPO проводились с адекватным уменьшением доли РАО „ЕЭС“, а затем – и государства. Причем с самого начала всем будущим участникам IPO мы говорили: господа, ваши деньги должны быть инвестированы именно в тот инвестиционный проект, который у нас уже есть. Например, в Москве это ТЭЦ-27, блок 450 МВт, парогазовый цикл. Если предложить инвестору, российскому или зарубежному: вот тебе инвестпроект – ТЭЦ-27 в Москве (станция хорошая, оборудование и мощность понятны), естественно, он поинтересуется нормой возврата инвестиций и сроком окупаемости. Эти показатели практически в любом проекте в энергетике (от Бурейской ГЭС и до ТЭЦ-27) с громадным трудом вписываются или вообще не вписываются в приемлемые для инвестора параметры при существующих тарифах. Именно поэтому мы предлагаем инвестору не строить ТЭЦ-27, а купить генерирующую компанию, блокирующий или контрольный пакет, по честной цене (честной капитализации), которая есть на рынке сегодня. Компания обойдется примерно в 2,5 млрд долларов. Но все эти деньги должны быть вложены в инвестиционный проект ТЭЦ-27. Такой подход абсолютно переворачивает ситуацию: если получить деньги на строительство станции у инвестора крайне трудно, то на покупку генерирующей компании – можно, что и доказала практика».

Первое энергетическое IPO в России состоялось в ноябре 2006 года. ОГК-5 выставила 5,1 млрд дополнительных акций, или 14,4% своего увеличенного уставного капитала. Спрос в 10 раз превысил предложение по минимальной цене и в 8 раз – по максимальной. В ходе размещения ОГК-5 удалось привлечь около 500 млн долларов от многочисленных инвесторов, среди которых были итальянский концерн Enel, германский E.On, финский Fortum, «Газпром».

Инвесторов, имеющих интерес в генерирующем секторе, условно можно разделить на четыре группы:

– первая – российские финансово-промышленные группы (ФПГ), являющиеся крупными потребителями электроэнергии, покупка генерирующих компаний им интересна для обеспечения себя энергией («Русал», «Евраз», «Мечел»);

– вторая – российские ФПГ и компании, стремящиеся войти в энергетический сектор, чтобы заниматься им как бизнесом («Газпром», СУЭК, «ЛУКОЙЛ»);

– третья – портфельные инвесторы (мелкие финансовые фонды и частные инвесторы), планирующие заработать на вложениях в бумаги энергокомпаний;

– четвертая – зарубежные энергетические компании, расширяющие географию своего энергетического бизнеса (E.On, Enel, Fortum).

Начиная с 2008 года масштабные проекты по привлечению частных инвесторов в электроэнергетику не реализовывались. Впрочем, в этом не было необходимости. Практически все запланированные к переходу в частный сектор генерирующие активы уже обрели собственников.

Инвестиционные кредиты. Интенсивное развитие и эффективная модернизация энергообъектов за счет собственных средств нецелесообразны, а порой и попросту невозможны в существующих условиях. По мнению аналитиков, до финансового кризиса экспортное товарное кредитование было, пожалуй, наиболее дешевым способом привлечения заимствований на производственные целевые нужды. Причем если условия поставки оборудования связаны с условиями заимствования, то при использовании такого займа бывает легче и быстрее получить доступ к западным технологиям. Анатолий Чубайс: «Мы сказали генеральным директорам генерирующих компаний: определите объемы кредитного рычага, который вы можете поднять, и выбирайте эти пределы. Речь идет не о кредите на закупку мазута или ремонт обмотки статора генератора, у кредита под инвестиционный проект совершенно иные объемы и гарантии, срок 3–7 лет. Выбрали кредитные лимиты – сколько еще не хватает денег? Триста миллионов? Тогда вперед – на IPO».

В Инвестиционной программе на 2008–2012 годы доля кредитов и займов составляет: в 2008 году – 15,4% всех источников ее финансирования, в 2009 году – 20,7, в 2010 году – 24,6, в 2011 году – 16,4, в 2012 году – 12,5, или в среднем за 2008–2012 годы – 18,5%.

Надо отметить, что до 2006 года дочерние компании РАО «ЕЭС» использовали инвестиционные кредиты в основном для финансирования незавершенного строительства, которое было выполнено более чем на 50% и где была уже закуплена и частично смонтирована значительная часть оборудования, и под залог имущества. Ставки по кредитам для таких проектов были выше, чем ставки по кредитам для проектов, реализуемых под поручительство головной компании холдинга. В последующие годы ситуация радикально изменилась. ОГК и ТГК стали привлекать крупные кредиты банков в качестве первоклассных заемщиков.

Однако далеко не все энергокомпании имели такие успехи, особенно те, чья капитализация в условиях кризиса оказалась меньше, чем размер необходимого кредита. Да и платить за него они были готовы лишь на уровне ставки рефинансирования. В конце 2008 года банки предлагали ставки 20–25% годовых и срок кредита не более года, а рентабельность энергоблоков составляла 12–14%, срок окупаемости 20–25 лет[23]. Сложности связаны и с тем, что банки опасаются давать долгосрочные кредиты компаниям, у которых не было кредитной истории. Чтобы убедить банки и инвесторов, ОГК и ТГК представляют свою отчетность по стандартам МСФО, показывают условия экономически обоснованного привлечения заемного капитала.

Механизм гарантирования инвестиций (МГИ). В тех регионах, где в условиях прогнозируемого дефицита мощности нужно построить электростанции для создания технологического резерва мощностей, проводится конкурс среди частных инвесторов на строительство генерирующих мощностей. Инвесторы вкладывают свои деньги под гарантию, предоставляемую Системным оператором в виде обязательства по оплате услуги по формированию резерва мощностей, основную часть которой составляют капитальные затраты инвестора и возврат на вложенный капитал. При этом услуга оплачивается только после введения мощностей в эксплуатацию. СО через свой тариф компенсирует оплаченные им услуги по формированию резерва мощностей.

Первый шаг в этом направлении был сделан 7 декабря 2005 года с принятием Постановления Правительства РФ № 738[24]. Еще год ушел на согласование правил проведения конкурсов и определение величины установленной генерирующей мощности объектов, а также на их территориальное расположение, на определение сроков создания и ввода в эксплуатацию. После длительных дискуссий в 2007 году наконец-то были приняты решения по конкретным площадкам. В июне – сентябре были проведены конкурсы: по площадке в районе подстанции Тарко-Сале (Тюменская энергосистема) мощностью 1000–1200 МВт, по площадке Уренгойской ГРЭС в Ямало-Ненецком автономном округе мощностью 1000–1200 МВт и по площадке в районе Серовской ГРЭС в Свердловской области мощностью 600–660 МВт. Критерий выбора победителя – наименьшая стоимость проекта. Проводил их Системный оператор. Всего РАО «ЕЭС» и СО определили 5 территорий под строительство (с применением МГИ) 6 энергообъектов суммарной мощностью 2850 МВт.

Казалось бы, зачем нужен МГИ наряду с выпуском дополнительных эмиссий акций тепловых генкомпаний, продажей долей в генкомпаниях стратегическим инвесторам в условиях, когда заработал НОРЭМ и определен срок его полной либерализации? Вячеслав Кравченко, директор департамента электроэнергетики Минпромэнерго: «Чем больше у инвестора инструментов, тем лучше для него. Государство заинтересовано в ликвидации наиболее энергодефицитных участков ЕЭС, особенно там, где не удается привлечь инвесторов на типовых условиях. Затраты на строительство объектов генерации в условиях объединенных энергосистем Сибири, Урала и других при действующих тарифах не обеспечивают срок окупаемости проектов по строительству новых генерирующих мощностей менее 10 лет, что увеличивает неопределенность инвестора относительно возврата и окупаемости инвестиций. Кроме того, с помощью МГИ мы рассчитываем простимулировать развитие современной угольной генерации, которая недостаточно экономически привлекательна для инвесторов»[25].

30 июня 2009 года правительство внесло коррективы в МГИ[26]. Были исключены предельный срок (2010 год) для проведения конкурсов инвестиционных проектов по формированию перспективного технологического резерва мощности и предельная совокупная мощность объектов (ранее – 5 тыс. МВт), которая может быть введена в эксплуатацию по итогам всех конкурсов. Но была установлена предельная единичная мощность энергоблоков, отбираемых в ходе конкурса, – 660 МВт. Кроме того, средства, вложенные в реализацию отобранного по итогам конкурса инвестиционного проекта, теперь будут возвращаться не только за счет платы за услуги по формированию перспективного технологического резерва, но и за счет средств от продажи электроэнергии и мощности после введения объекта в эксплуатацию в соответствии с правилами НОРЭМ.

Прямые частные инвестиции в локальные проекты. В качестве примеров можно назвать строительство Юго-Западной ТЭЦ в Санкт-Петербурге и программу развития ТЭЦ города Москвы, а также электроэнергетические проекты на попутном и природном газе «Газпрома» для обеспечения собственных нужд. Но особого распространения вложения инвесторов в строительство собственных электростанций не получили.

Хеджирование рисков отказа энергокомпаний от инвестиционных программ. Следующим этапом после прихода в отрасль стратегических инвесторов должны стать непосредственно финансовые вложения. Именно это и ставилось в качестве одной из главных целей реформы. Для ее достижения были предусмотрены специальные механизмы, способные работать даже в условиях недостаточно развитых рыночных механизмов (что и наблюдается на первой стадии инвестиционного развития отрасли).

Размещение дополнительных эмиссий акций в пользу частных инвесторов означает, что в отличие от обычной приватизации полученные доходы поступают не государству, а генерирующей компании. Смысл этой затеи заключался в том, чтобы привлечь «живые» деньги в конкретные компании на строительство новых энергообъектов в соответствии с инвестиционной программой. Чтобы не возникло соблазна направить средства на иные проекты, способные окупиться быстрее и мощнее, чем электроэнергетика с ее рентабельностью чуть выше инфляции, одновременно с договором купли-продажи подписывается соглашение об инвестициях. В нем указаны конкретные объекты в конкретных местах, которые инвестор обязан построить в определенный срок.

Но авторы реформы опасались, что, несмотря на подписанное соглашение, обещания новых собственников могут не превратиться в инвестиции. Тому был наглядный пример: многие победители инвестиционных конкурсов в период приватизации в середине 1990-х годов проигнорировали свои инвестиционные обязательства по сделке и эксплуатировали доставшиеся им объекты по своему усмотрению. Чтобы застраховаться от подобного, генерирующая компания и Администратор торговой системы должны были подписать также договор о предоставлении мощности на оптовый рынок. Его подписание инвестором является обязательным условием завершения размещения дополнительных акций и продажи стратегическому инвестору госпакета акций. В нем генерирующая компания обязуется в оговоренный срок предоставить на оптовый рынок определенный объем генерирующей мощности, произведенный на конкретном оборудовании, строительство которого предусмотрено ее инвестиционной программой. Прописана и финансовая ответственность за невыполнение обязательств.

Чтобы понять суть и важность этого договора, следует вспомнить, как работает рынок мощности, обеспечивающий бесперебойную поставку электроэнергии. Поставщики (ОГК и ТГК) получают плату за мощность своих электростанций. При этом они обязаны поддерживать оборудование в постоянной готовности к выработке электроэнергии. Размер платы напрямую зависит от выполнения обязательств генкомпаниями. Это позволяет застраховать энергосистему от снижения текущей надежности при растущем спросе на электроэнергию. Компании получают большие деньги (десятки миллионов долларов в год на компанию) за то, что у них есть мощности, готовые к работе.

Если владелец ОГК не стал строить новый энергоблок, потратил деньги на что-то иное, рынок в лице АТС, недополучая мощность, на которую рассчитывала энергосистема, имеет право ему недоплатить. Чем дольше не будет этого энергоблока, тем дольше и больше будут недоплаты. Штрафы (недоплата) могут достигать 25% суммарных инвестиционных вложений в соответствующий энергоблок.

Но и это не все. АТС может обратиться к третьей стороне, чтобы она построила недостающий объект, а «провинившийся» владелец ОГК обязан возместить ей все затраты (это и фиксируется в договоре). Чтобы обезопасить генерирующую компанию от того, что созданный ею в соответствии с договором о предоставлении мощности объект окажется не подключенным к сетям, Федеральная сетевая компания заключает с ней договор на присоединение генерации к электрическим сетям.

Важно, что к моменту, когда инвестор получал контроль над генерирующей компанией, по большинству ее проектов, запланированных на первый этап инвестиционного развития электроэнергетики, уже было проведено от 10 до 100% авансовых платежей на реализацию проекта и во многих случаях существовали заделы – от свайного поля на площадке до завезенного оборудования. По данным на осень 2008 года, в стадии выполнения находились проекты по 58 объектам генерации (срок ввода – 2008–2012 годы) суммарной установленной мощностью 12,6 ГВт.

Инвестор, заплативший за долю в ОГК или ТГК десятки миллиардов рублей, заинтересован в развитии компании. В условиях растущего энергопотребления не существует другого способа, кроме как строить новые электростанции, и желательно эффективнее, чем у конкурентов. Стратегические частные инвесторы понимают свою выгоду и разворачивают строительство новых электростанций. Например, в Ростовской области на базе Несветай ГРЭС возводится станция, основанная на новой для России технологии сжигания угля в циркулирующем кипящем слое (ЦКС). Аналогичный блок ОГК-6 строит на Новочеркасской ГРЭС.

Рассуждая о рисках инвестпрограмм, не следует забывать о технической возможности строительства оговоренного количества объектов и инфраструктуры. По расчетам РАО «ЕЭС», для реализации только первого этапа Инвестиционной программы потребуется более 100 газовых турбин, свыше 70 паровых турбин, более 130 котлов-утилизаторов, свыше 70 паровых турбин для угольных блоков с ЦКС, 50 гидротурбин и свыше 40 гидрогенераторов. Кроме того, сетевики предъявили спрос более чем на 150 трансформаторов для подстанций разных классов суммарной мощностью 50 тыс. МВА. Теоретически существует опасность, что энергокомпании просто физически не смогут получить необходимое оборудование.

Однако практика показала, что спрос на машиностроительную и другую продукцию со стороны энергетиков вполне может быть удовлетворен. Даже если все отраслевые предприятия будут загружены заказами, в этот сегмент рынка готовы прийти – и уже приходят – производители из смежных отраслей (из судостроения, химического машиностроения и др.). Не стоит забывать и об иностранных производителях, которые готовы поставлять свою продукцию в Россию по вполне конкурентным ценам и активно участвуют в конкурсах на поставку. Среди победителей – Siemens, General Electric, Alstom, Mitsubishi. По данным на 2008 год, в России строилось 14 крупных энергообъектов с использованием исключительно иностранного основного оборудования. Хотя РАО «ЕЭС России» обеспечивало приоритет отечественного производителя на рынке энергомашиностроительного оборудования.

Весной 2008 года на российский рынок впервые вышли и победили в конкурсе на строительство угольного блока 660 МВт на Троицкой ГРЭС китайские производители энергомашиностроительного оборудования. Симптоматичный пример, поскольку китайский рынок имеет стратегический потенциал для России. В 2006–2007 годах полностью на собственном энергомашиностроении Китай вводил по 100 тыс. МВт. Вряд ли такие темпы нужно сохранять долго, но возможности машиностроения сохранятся, и было бы неправильным упускать этот ресурс для российской электроэнергетики. Выход китайских производителей на российский рынок открывает серьезные возможности как для сдерживания цен на энергомашиностроительную продукцию, так и для удовлетворения потребностей Инвестиционной программы в электроэнергетике России.

Дополнительным гарантом технической возможности реализовать энергетические инвестиционные программы стал приход в Россию нового бизнеса – EPC/EPCM-контракторов. Эти компании выполняют все комплексные работы по строительству энергообъектов «под ключ»: энергоаудит, проектирование, разработку инвестиционного проекта, поставку оборудования, строительство, монтаж, сервисное обслуживание. Контрактор принимает на себя финансовую ответственность за сроки ввода новых энергообъектов и качество работ. Объемы заключенных договоров и наличие конкуренции показывают жизнеспособность бизнеса EPC/EPCM в энергетическом строительстве. Результаты тендеров по выбору EPС/EPCM-контракторов свидетельствуют, что профессиональные кадры управленцев-строителей в стране есть, дефицит рабочей силы можно покрыть российскими рабочими или рабочими-иммигрантами. Из 50 тендеров в ОГК и ТГК на заключение EPC/EPCM-контрактов не состоялся лишь один, а в 90% конкурсов участвовали более двух компаний-претендентов.

Анатолий Чубайс: «Было бы наивно считать, что Инвестиционная программа на 2008–2012 годы по всем объектам будет выполнена на 100%. Организационные и финансовые сбои при реализации задач такого масштаба неизбежны, тем более когда решать их приходится впервые в истории страны. В новой ситуации принципиально важна способность правительства и Министерства энергетики обеспечить этой работе приоритет, государственную поддержку и контроль. Если это произойдет, считаю реалистичным исполнение программы на 80–100%».

Итак, в результате реформы в строительство генерирующих мощностей пришли частные деньги. А до начала реформы все инвестиции в развитие энергосистемы имели тарифные или бюджетные источники. При этом вложение частных инвестиций не означает, что новый собственник сразу включит в цену электроэнергии все свои затраты. Яков Уринсон: «В цену обычно закладываются проценты по привлеченным кредитным средствам, а „тело“ кредита покрывают деньги, заработанные инвестором на продаже энергии и мощности, выработанной вновь вводимыми электростанциями. Российских потребителей ожидает некоторый рост тарифов. Но о том, что цены на электроэнергию вырастут в разы, не может быть и речи. Пик придется на 2011–2012 годы. Когда заработают конкурентные механизмы, начнется обратное движение. Генерирующие компании будут вынуждены сокращать свои издержки, чтобы не потерять рынок».

Риски реформы после ликвидации РАО «ЕЭС России»

В целом главная цель реформы достигнута: сформирована прозрачная и понятная инвесторам структура отрасли, в нее пришли частные инвестиции, заданы четкие правила игры на рынке. Но нужно еще минимум пять лет, чтобы по-настоящему все встало на ноги и пошло вперед. Правда, заложенный сценарий может быть реализован только при продолжении либерализации рынка и невозможности возврата к энергомонополиям. Перед тем как РАО «ЕЭС» прекратило свое существование, авторы реформы предупреждали о возможных рисках, в основном от них уже не зависящих. Тем не менее уже осенью 2008 года в их адрес посыпались обвинения в «провале реформы». Рассмотрим эти риски.

Риск отказа правительства от проведения либерализации рынка электроэнергии. Авторы реформы предусмотрели механизмы защиты от отказа от либерализации рынка электроэнергии. Первым из них является норма, включенная в договоры о предоставлении мощности. Как уже говорилось, инвестор, приобретающий генерирующие активы, берет на себя обязательство по вводу новых мощностей в определенном объеме. В договоре содержится норма, согласно которой пересмотр государством графика либерализации рынка электроэнергии рассматривается как форс-мажор, и с инвестора снимаются обязательства по строительству и вводу новых мощностей. Если власти захотят отказаться от объявленной программы либерализации, им придется согласиться с отказом генерирующих компаний от заявленных инвестиций. Это будет иметь серьезные последствия для устойчивости электроснабжения страны. Это экономический механизм страховки.

Предусмотрены также юридическая и политическая страховки. Юридическая заключается в том, что график либерализации рынка введен Постановлением Правительства РФ «О внесении изменений в некоторые акты правительства РФ по вопросу определения объемов продажи электрической энергии по свободным (нерегулируемым) ценам» от 7 апреля 2007 года № 205, а Закон «Об электроэнергетике» запрещает госрегулирование цен начиная с 2011 года. Политическая страховка работает, основываясь на том, что график либерализации – это прямое обещание правительства, данное российским и иностранным инвесторам. Если Россия откажется от него, это будет воспринято крайне негативно во всем мире. Таким образом, хотя риск пересмотра графика либерализации рынка электроэнергии нельзя исключить полностью, он маловероятен.

Риск возврата к монополии в электроэнергетике. Аналитики опасаются, что активность некоторых крупных компаний в приобретении генерирующих активов может привести к новому монополизму. В частности, в активной скупке бумаг ОГК и ТГК были замечены «Газпром», СУЭК, «Норильский никель», «Комплексные энергетические системы» и итальянская компания Enel.

Однако даже владевший наибольшим количеством энергоактивов «Газпром» в 2007 году имел только 20%-ю долю на рынке электроэнергии страны с учетом атомной генерации и независимых поставщиков. Это ниже долей, которыми располагают крупнейшие европейские компании на внутренних энергорынках своих стран: EdF (Франция) – 82%, Enel (Италия) – 45, Endesa (Испания) – 38, E.On (Германия) – 32, British Energy (Великобритания) – 20%. То есть «Газпром» не сможет оказать сколько-нибудь заметное влияние на конкурентную среду на рынке электроэнергии. Кроме того, Закон «Об электроэнергетике» запрещает совместное владение генерирующими и сетевыми активами. Поэтому, в принципе, не обоснован тезис о том, что приобретение некоей компанией большого объема генерирующих активов способно воспроизвести структуру РАО «ЕЭС России».

Не стоит забывать и об антимонопольных органах. Чтобы избежать появления игрока, способного манипулировать рынком электроэнергии, они могут заставить собственника расстаться с частью своих энергоактивов. Этот инструмент был апробирован в Кузбасском регионе и показал свою работоспособность. Для пресечения манипулирования энергорынком, контроля за крупными сделками, за деятельностью гарантирующих поставщиков и для обеспечения конкуренции сбытовых компаний в Федеральной антимонопольной службе создано специальное подразделение – Управление контроля на рынках электроэнергии.

Более серьезные опасения вызывает потенциальная возможность «Газпрома» манипулировать поставками газа, чтобы обеспечить привилегированное положение подконтрольным компании электростанциям. Но реформа, создавшая конкуренцию, позволит оперативно выявлять такие нарушения. В рамках антимонопольной политики у государства есть инструменты противодействия и этому риску. Здесь, как и в предыдущем случае, ключевым будет наличие политической воли для их применения.

Риск перекрестного субсидирования. Подробно о нем уже говорилось. К сказанному можно добавить, что за последние 10 лет не было выполнено ни одно из решений правительства, направленных на прекращение практики перекрестного субсидирования. Из-за этого розничный рынок электроэнергии не может стать по-настоящему конкурентным. Отсутствие полноценных рыночных механизмов, регулирующих каждый региональный розничный рынок, может привести к системным конфликтам между распределительными сетями и сбытовыми компаниями. Без серьезных инициатив правительства проблему перекрестного субсидирования решить не удастся.

Риск неотлаженности рыночных взаимоотношений в розничном секторе. Если при возникновении задолженности конечных потребителей или сбытовых компаний невозможно будет оперативно воздействовать на неплательщиков, вплоть до ограничения им поставок электроэнергии, и тем самым локализовать задолженность в месте возникновения, она по цепочке перейдет на распределительные сетевые компании и, возможно, на магистральные сетевые и генерирующие компании. Когда проблема возникает не точечно, а в целом регионе (такая опасность существует прежде всего на Северном Кавказе), рынок может отреагировать неадекватно. Анатолий Чубайс: «Новым органам управления энергетикой следует готовиться к этому серьезному риску, например, отрабатывать процедуру замены сбытовой компании – гарантирующего поставщика, которая на момент прекращения деятельности РАО „ЕЭС“ еще не была опробована».

Сложности с оплатой электроэнергии возникли в условиях финансового кризиса. Ухудшение финансового положения потребителей и «зависание» платежей в банках вызвали перебои в расчетах за электроэнергию по всей цепочке участников в розничном рынке электроэнергии: от сбытовых до сетевых и генерирующих компаний. В наиболее сложной ситуации оказались гарантирующие поставщики. Маржа между ценой приобретаемой на оптовом рынке и ценой продаваемой в розницу электроэнергии небольшая. Задержки платежей болезненно сказываются на финансовой устойчивости компаний. Ситуация на финансовых рынках оставляет мало надежд на покрытие разрывов за счет банковского кредита. При этом в отличие от других энергосбытовых структур гарантирующий поставщик ограничен при варьировании параметров работы с потребителями – с точки зрения установления цен и выбора клиентов, с которыми выгоднее было бы сотрудничать. Кроме того, именно на гарантирующих поставщиках лежит ответственность за энергоснабжение населения.

Для решения этих проблем в Совете рынка создана комиссия по платежам (подобная структура существовала при РАО «ЕЭС России»). В Совете рынка согласны с тем, что, как бы жестко это ни звучало, особенно в условиях кризиса, в такой ситуации наиболее эффективны ограничение и отключение неплательщиков. Ни в одной стране неплательщиков не снабжают электроэнергией. Ключ к решению вопроса – в ужесточении позиции региональных властей.

Риск нехватки газа для теплоэлектростанций. Прямого отношения к реформе этот риск не имеет. С ним электроэнергетика столкнулась бы в любом случае. Для справки: газ в топливном балансе теплоэлектростанций превышает 65%. Как уже говорилось, по прогнозам правительства, потребление электроэнергии в 2008–2012 годах будет ежегодно прирастать на 4,4%. А добыча газа – только на 1,6%, что в 2–3 раза меньше, чем требуется для сохранения баланса спроса и предложения на газ. Серьезность ситуации отчетливо проявилась зимой 2005/2006 года – в период экстремальных морозов. Тогда ситуацию удалось не довести до катастрофической только благодаря использованию всех резервов системы газоснабжения и всех запасов мазута на газовых ТЭЦ и ГРЭС. Если бы период аномальных холодов продлился еще несколько дней, то, вполне вероятно, дело дошло бы до эвакуации жителей из неотапливаемых домов.

Несмотря на то что принятая государством стратегия развития отрасли подразумевает увеличение доли угольных и атомных станций, реальное снижение роли газа в энергобалансе страны произойдет не ранее чем через 10–20 лет. Не получится устранить дефицит газа и путем замещения его в балансе топлива мазутом. Во-первых, электроэнергия, выработанная на мазуте, очень дорогая. Во-вторых, создание резервной мазутной инфраструктуры займет несколько лет. В-третьих, строительство мазутохранилищ и их заполнение топливом – это грандиозное омертвление капитала, на которое инвесторы и владельцы генерирующих компаний вряд ли согласятся. С каждым годом дефицит газа в России увеличивается. Анатолий Чубайс: «Дефицит газа, пожалуй, самый главный российский риск. Если ситуация будет развиваться так, как она развивалась последние несколько лет, то к 2010 году дефицит газа составит более 33 млрд куб. м, или примерно 8% общего российского объема потребления газа за год. Отказ по этой причине в подключении к энергосетям становится препятствием для дальнейшего развития страны».

Ценовой риск. Он относится к числу тех, которые могут оказать большое влияние на выполнение Инвестиционной программы. В 2005–2008 годах совпали три значимых процесса: первый – Инвестиционная программа сформировала масштабный спрос на оборудование, что в рыночных условиях, естественно, вызвало рост цен; второй – в то же время независимо от реформы российской электроэнергетики в мире в 1,8–2 раза увеличилась цена вводимого мегаватта мощности; третий – мировой финансовый кризис. Эти процессы повлияли на рост цен вводимого в России мегаватта. Значит, должен увеличиться и общий объем средств, направляемых на реализацию инвестиционных проектов.

Как уже говорилось, основными источниками финансирования инвестиционных программ генерирующих компаний являются средства частных инвесторов, привлеченные за счет дополнительных эмиссий, и заемные средства. ОГК и ТГК вынуждены наращивать объем заимствований, что дается нелегко в условиях мирового финансового кризиса, когда растут цены на заемные средства и снижается доступность кредитов.

Ценовой риск усугубляется также в связи с ужесточением экологического законодательства, с введением дорогостоящих требований, связанных с контролем за выбросом углекислого газа, что ведет к удорожанию стоимости вводимых генерирующих мощностей, а значит, в конечном счете, и цены 1 кВт∙ч для конечных потребителей.

Что делать? Анатолий Чубайс: «Конечно, в регулировании процессов такого масштаба нужно участие государства, однако в наших реалиях вероятность его позитивного влияния сопоставима с вероятностью негативного. Ответ на этот вопрос дает сама реформа электроэнергетики. У рынка есть фундаментальное свойство: он позволяет справедливо распределить дополнительные затраты между потребителем и поставщиком. Мы убедились в этом в период аномальных холодов зимы 2005/2006 года, когда в условиях роста энергопотребления и дефицита газа востребованной была даже „дорогая“ электроэнергия, выработанная на мазутном топливе».

При этом следует учитывать, что переход на парогазовый цикл за счет модернизации действующего оборудования и ввода новых мощностей дает экономию топлива почти на одну треть, а значит, и выигрыш в цене в условиях рынка с равновесной маржинальной ценой. Пример ТГК-3: ввод лишь одного блока № 11 на ТЭЦ-21, по расчетам, приводит к увеличению EBITDA[27] компании от 2 до 10% в зависимости от условий эксплуатации объекта.

Рост цен в процессе либерализации рынка закономерен. В годы, предшествовавшие реформе, и в ее начальный период цены на продукцию электростанций и тарифы на передачу энергии по сетям росли с отставанием от инфляции. Возник диспаритет цен. Без его ликвидации развитие генерации невозможно. Кроме того, сбытовые компании, пользуясь отсутствием полноценной конкуренции на локальных рынках, какое-то время могут держать высокую сбытовую надбавку. Однако долго такое положение сохраняться не может. В регионах уже разворачивается конкуренция между сбытовыми компаниями, в результате сбытовая надбавка должна снизиться.

Точно так же рыночные механизмы ценообразования и конкуренция не позволят оптовым ценам на электроэнергию расти бесконечно. Более того, возникают реальные предпосылки для их снижения. В частности, аналитики считают, что сезонные спады потребления электроэнергии могут привести к тому, что, например, весной и летом в Сибири в определенные часы цена на электроэнергию из-за избытка мощностей гидрогенерации будет снижаться весьма существенно.

Реформа электроэнергетики и мировой кризис. Кризис нанес отрасли удар с двух сторон: с одной – существенно выросла цена привлеченных ресурсов и снизилась доступность кредитов, с другой – ощутимо снизился спрос на электроэнергию. Ее потребление сначала сократили строительные и металлургические предприятия, а затем – многие другие отрасли. По данным АТС, в январе 2009 года потребление электроэнергии в Европейской части России сократилось на 8% по сравнению с аналогичным периодом 2008 года, а свободные цены на электроэнергию снизились на 33%. В дальнейшем цены вернулись в целом к докризисным значениям. Однако не произошло такого роста цен, на который делали ставку инвесторы. Это в совокупности с ростом инвестиционных затрат и удорожанием топлива ощутимо снизило рентабельность генерирующих компаний.

Согласно логике рынка в период снижения спроса на продукцию компании ей следует приостановить инвестиционные проекты, направленные на расширение бизнеса. Но в случае с российскими генерирующими компаниями подобный выход не годится. Ведь утвержденные инвестиционные программы компаний обязательны к выполнению. Задержки в их реализации чреваты серьезными штрафами.

Собственники генерирующих компаний считают, что в сложившейся ситуации государство и регулятор рынка должны пересмотреть инвестиционные программы. Яркий пример – строительство нового энергоблока на Костромской ГРЭС. Когда выяснилось, что для блока нет газа, инвестору разрешили отложить реализацию проекта на неопределенный срок. «Газпром», владеющий ОГК-2, ОГК-6, ТГК-1 и «Мосэнерго», обратился в Минэнерго и к Системному оператору с просьбой пересмотреть инвестиционные проекты по всем указанным компаниям, отсрочить на два года запуск двух угольных энергоблоков на Троицкой ГРЭС (с 2011 года на 2013 год и с 2013 года на 2015 год) и аналогично скорректировать инвестпрограмму для Ставропольской ГРЭС. Следом за «Газпромом» подобные предложения озвучили и другие генерирующие компании.

Правительство не рассматривает «Генеральную схему» и инвестиционные программы как нечто незыблемое. В апреле 2009 года Инвестиционная программа на 2009–2011 годы была сокращена до 1,8 трлн рублей – от 10 до 20% по отдельным позициям преимущественно за счет снижения стоимости строительных работ и материалов, а физический объем остался примерно тем же. По некоторым объектам сдвинуты сроки, поскольку потребление ожидается ниже, чем прогнозировалось, и есть время ввести эти объекты в 2010–2011 годах, а не в 2009 году[28].

Основные задачи, поставленные перед реформой, выполнены. Отказ от реформирования электроэнергетики означал бы остановку роста российской экономики. В результате реформы отрасль была выведена из кризиса. Энергетический комплекс разделен на монопольный и рыночный сегменты. В генерации и сбыте созданы условия для конкуренции, роста эффективности производства электроэнергии и расширения инфраструктуры. Запущен рынок, гарантирующий эффективную загрузку мощностей. В отрасль пришли частные инвестиции, которые без реформы были в принципе невозможны.

Владимир Путин: «За эти годы проделана огромная работа по модернизации электроэнергетики страны. Работа шла очень непросто – со спорами, столкновениями взглядов, мнений. Процесс модернизации обсуждался в профессиональной среде, в обществе. В Государственной Думе шли настоящие бои по этому вопросу… Сейчас мы выходим на совершенно новый этап модернизации. Наша электроэнергетика должна будет развиваться, опираясь на новую экономическую базу, на новые принципы. Но в известной степени это – только начало пути. …От того, насколько мы будем эффективными и ответственными, зависит многое не только в электроэнергетике, но и в экономике. …Пример модернизации электроэнергетики в значительной степени может быть пилотным проектом для других отраслей.

…Как бы ни было печально для тех, кто вкладывает ресурсы, для тех, кто хочет добиться наибольшего эффекта в краткосрочной перспективе, мы не можем и не будем забывать о социальной значимости проводимых мероприятий. Мы не можем и не будем перекладывать на плечи граждан всё, что мы делаем в сфере модернизации электроэнергетики. Это будет неправильно, потому что будет подрывать доверие к тому, что мы делаем… Поэтому придется набраться терпения и выдерживать график (и так достаточно напряженный) по повышению тарифов»[29].

---

[1] http://www.rao-ees.ru/ru/reforming/lib/program/show.cgi?content.htm

[2] Крупные предприятия получали электроэнергию от крупных (федеральных) электростанций без посредников.

[3] «ТЗС Электра», предназначенная для организации и проведения конкурентных и регламентированных внеконкурсных закупок (тендеров), осуществляемых энергокомпаниями с использованием интернет-технологий, так и не заработала. Она оказалась менее дееспособной, чем «В2В».

[4] http://www.rao-ees.ru/ru/reforming/lib/program/show.cgi? content.htm

[5] Закон «Об электроэнергетике», Закон «Об особенностях функционирования электроэнергетики в переходный период и о внесении изменений в некоторые законодательные акты Российской Федерации и признании утратившими силу некоторых законодательных актов Российской Федерации в связи с принятием Федерального закона „Об электроэнергетике“», Закон «О внесении изменений и дополнений в Федеральный закон „О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию“», Закон «О внесении изменения и дополнения в Федеральный закон «О естественных монополиях», Закон «О внесении изменений и дополнений в часть вторую Гражданского кодекса РФ».

[6] Указ Президента РФ «Об организации управления электроэнергетическим комплексом Российской Федерации в условиях приватизации» от 15 августа 1992 года № 923.

[7] Указ Президента РФ от 5 ноября 1992 года № 1334 «О реализации в электроэнергетической промышленности Указа Президента Российской Федерации от 14 августа 1992 г. № 922 «Об особенностях преобразования государственных предприятий, объединений, организаций топливно-энергетического комплекса в акционерные общества».

[8] Постановление Правительства РФ «О совершенствовании порядка функционирования оптового рынка электрической энергии (мощности)» от 31 августа 2006 года № 529.

[9] Постановление Правительства РФ «О внесении изменений в некоторые акты Правительства РФ по вопросу определения объемов продажи электрической энергии по свободным (нерегулируемым) ценам» от 7 апреля 2007 года № 205.

[10] Постановление Правительства РФ «О внесении изменений в некоторые постановления Правительства РФ по вопросам организации конкурентной торговли генерирующей мощностью на оптовом рынке электрической энергии (мощности)» от 28 июня 2008 года № 476.

[11] http://www.raexpert.ru/researches/energy/teploenergetic/2/

[12] Из выступления В. Путина на совещании в Министерстве энергетики 18 июня 2008 года. http://premier.gov.ru/events/183.html

[13] Данные РАО «ЕЭС России».

[14] «Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2020 года» одобрена Распоряжением Правительства РФ от 22 февраля 2008 года № 215-р.

[15] http://www.raexpert.ru/researches/energy/teploenergetic/2/

[16] http://www.nccg.ru/site.xp/050048057049124049048055054.html

[17] «Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2020 года».

[18] http://www.raexpert.ru/researches/energy/teploenergetic/2/

[19] См.: Макаров А. Электроэнергетика России в период до 2030 года. Контуры желаемого будущего. М.: ИНЭИ РАН, 2007; Электроэнергетика России 2030: целевое видение / Под общ. ред. Б. Ф. Вайнзихера. М.: Альпина бизнес букс, 2008.

[20] http://www.rao-ees.ru/ru/invest_inov/inv_programm/show.cgi?content.htm

[21] IPO (Initial Public Offering) – продажа впервые акций на фондовом рынке. Используется как один из источников привлечения капитала.

[22] Правда, ЕБРР является миноритарным акционером ОГК-5 с долей свыше 5%. Этот случай стал прецедентом предоставления банком кредита российской компании, акционером которой он является.

[23] Время новостей. 14 ноября 2008 года.

[24] Постановление Правительства РФ «О порядке формирования источника средств на оплату услуг по формированию технологического резерва мощностей по производству электрической энергии и финансирования объектов по производству электрической энергии в целях предотвращения возникновения дефицита электрической мощности» от 7 декабря 2005 года № 738.

[25] http://www.minprom.gov.ru/activity/electro/appearance/17

[26] Постановление Правительства РФ «О внесении изменений в акты правительства РФ по вопросам формирования перспективного источника средств на оплату услуг по формированию технологического резерва мощностей по производству электрической энергии» от 30 июля 2009 года № 626.

[27] Показатель EBITDA используется для долгосрочной оценки эффективности операций компании. Он представляет собой прибыль компании, освобожденную от влияния налогового окружения, способов финансирования и организации учета (в части амортизации). Это позволяет успешно сравнивать отчетность различных компаний, а также эффективность работы компании в разные периоды.

[28] http://www.rian.ru/economy/20090408/167554017.html

[29] Из выступления В. Путина на совещании в Министерстве энергетики 18 июня 2008 года. – http://premier.gov.ru/events/183.html