Борис Николаев
Форум РСПП привлекает внимание и политиков, и промышленников.
Фото с официального сайта правительства РФ
Нельзя сказать, что энергетический форум, который проводился в Москве в рамках Недели российского бизнеса Российского союза промышленников и предпринимателей, решил поставленную организаторами задачу. Ведь они сформулировали его цель как «модернизация российской энергетики с учетом стратегических интересов инвесторов и государства». В данном случае формулировка оказалась несколько расплывчатой, поскольку в энергетике действуют как госкорпорации, так и частные инвесторы и не всегда их интересы совпадают. Собственно говоря, это и было наглядно продемонстрировано в ходе дискуссии, а правильнее сказать, монологов представителей государства и частных инвесторов.
Что обращает на себя внимание, так это, пожалуй, то, что обе стороны плохо слышат друг друга. Если представители Минэнерго РФ жонглировали многочисленными цифровыми выкладками, за которыми с трудом прорисовывалась главная мысль, то частный бизнес был намного конкретнее.
По мнению крупнейшего иностранного инвестора в российскую энергетику концерна E.ON Russia (доля в суммарном объеме произведенной электроэнергии в РФ составляет 6,5%), которое озвучил глава фирмы Сергей Тазин, ключевые проблемы российской энергетики сводятся к следующим:
– отсутствие качественного среднесрочного и долгосрочного планирования,
– непоследовательность и непредсказуемость принимаемых решений,
– высокий уровень потерь в электрических сетях,
– перекрестное субсидирование,
– отсутствие конкуренции на розничном рынке электроэнергии и рост задолженности со стороны покупателей,
– недостаточная конкуренция на рынке топлива и ограничения доступа к газотранспортной системе,
– отсутствие адекватных ценовых сигналов из-за неполноценности оптового рынка электроэнергии и мощности,
– наличие преференций компаниям с госконтролем.
Наиболее ярким примером, характеризующим проблемы нынешнего планирования, приведенным в выступлении Сергея Тазина, является вопрос расширения Костромской ГРЭС, которая и так загружена только на 40%. Эта станция строилась с 1969 по 1980 годы. А ведь в этом же регионе Росатомом планировалось построить еще атомную станцию. Нет понимания и логики ввода новых мощностей. По структуре вводимых мощностей преобладает базовая генерация. В результате электростанции «гоняют» в полупиковом режиме со всеми вытекающими потерями.
Заслуживает внимания и острая критика существующей практики планирования, которая прозвучала и со стороны других частных инвесторов, которые не присутствовали на форуме. Речь шла о системе ДПМ (договоров на предоставление мощности). Напомним, что ДПМ закрепляют инвестиционные обязательства владельцев энергокомпаний, купивших активы в ходе реформирования отрасли, по модернизации существующего и строительству нового оборудования. Договоры предусматривают штрафы за неисполнение обязательств, а также гарантируют приоритет при реализации на рынке мощности, произведенной энергоблоками, вошедшими в ДПМ. В свое время министр энергетики России Сергей Шматко говорил журналистам, что Минэнерго РФ не планирует расширять список новых объектов генерации, возводимых в рамках договоров на предоставление мощности, но готово улучшить условия для строительства энергомощностей вне рамок ДПМ.
По мнению Ивана Комиссарова, аналитика-маркетолога Morgan Stout, текущие объемы и прогнозы по установленной мощности в любой национальной энергосистеме тесно коррелируют с динамикой основных социально-экономических показателей страны, рост которых определяет потребность в мощности. В настоящий момент в рамках отрасли и на государственном уровне можно наблюдать дискуссию касательно необходимых объемов наращивания мощности в перспективе до 2017 года. Позиции энергетиков и Минэнерго в оценке перспектив не совпадают, причем весьма существенно (рост 18% по прогнозам Минэнерго против 5% по оценкам НП «Совет производителей энергии»). Подобные расхождения весьма затрудняют возможность корректной собственной оценки.
Подобные расхождения в оценках на ключевых для сектора уровнях как раз и являются основными недостатками в планировании.
Поэтому, говоря о мощности и ее достаточности, прежде всего хотелось бы видеть согласованную и адекватную вызовам времени оценку как государственных органов, так и операторов энергорынка.
Относительно проектов ДПМ гендиректор «Евросибэнерго» Евгений Федоров в известном интервью Интерфаксу утверждал следующее: «Мы говорим о том, что у нас есть недовольство дороговизной проектов ДПМ, так же как и вынужденной генерацией. Здесь картина совсем не прозрачна: когда похожие станции, находящиеся в радиусе тысячи километров, имеют сходные состав оборудования и объем выработки и при этом имеют совершенно разный тариф. Я не буду конкретные станции называть, чтобы коллег не обидеть. Но это достаточно легко проверить: станции, по сути, «близнецы», а имеют тарифы на мощность, отличающиеся в разы. И это касается не только первой ценовой зоны, похожая ситуация и во второй ценовой зоне». На мой взгляд, утверждал Е.Федоров, есть некая дискриминация части генераторов и, наоборот, слишком благостное отношение к другой части при установлении тарифов на электроэнергию и мощность.
Другая проблема связана с потерями при передаче электроэнергии. Если в советское время нормативный уровень таких потерь, по словам Сергея Тазина, составлял 10%, то сейчас он достигает 14%. Если перевести их в киловатт-часы, то мы теряем в год 40 млрд. кВт-ч, другими словами, до 40 млрд. руб. Введение в России системы RAB (Regulatory Asset Base), или системы долгосрочного тарифного регулирования, направленной на привлечение инвестиций в строительство и модернизацию сетевой инфраструктуры и стимулирование эффективности расходов сетевых организаций, привело к росту тарифной составляющей сетей. Дело в том, что в основе методики RAB лежит формирование тарифа компаний таким образом, чтобы они имели возможность постепенно возвращать инвестированные средства и проценты на привлеченный капитал. При этом заемные средства возмещаются не за один год, а в течение 20 и более лет (во всяком случае на Западе подобная система применяется с 80-х годов прошлого века). У нас же сетевики пытаются возвратить свои инвестиции в течение нескольких лет.
Другие потери связаны с продолжающейся еще с советских времен перекрестным субсидированием (о чем «НГ-энергия» подробно писала от 13.03.07). По данным E.ON Russia, размер перекрестного субсидирования в электроэнергетике в 2011 году достиг 196 млрд. руб., что примерно составляет 10% валовой выручки всей отрасли. По мнению Сергея Тазина, облегчение ситуации для населения может быть связано не с повышением стоимости электроэнергии для промышленности и облегчения за ее счет ситуации для населения, а с введением определенных соцнорм потребления электроэнергии для населения (например, 100 квт-ч на семью).
