10 лет назад, в июне 2008 г., завершился важнейший этап реформы электроэнергетики России – реорганизация РАО «ЕЭС России». Отрасль, считавшаяся нереформируемой монополией, контролируемой государством, начала превращаться в рыночную, основанную на конкуренции и частной собственности. 10 лет – оптимальный отрезок времени, позволяющий понять, что получилось, а что нет.
Главной целью реформы было обеспечение инвестиционного рывка. Потребность отрасли в инвестициях была беспрецедентной. Только в 2006–2010 гг. она оценивалась примерно в 11,8 трлн руб., из которых 6,75 трлн руб. требовались на создание новых генерирующих мощностей.
Запуск программы привлечения инвестиций был осуществлен еще на этапе существования РАО ЕЭС: в 2007–2008 гг. было проведено 18 публичных размещений акций генерирующих компаний, обеспечивших привлечение почти 1 трлн руб. частных инвестиций. Эти средства были направлены на осуществление беспрецедентной программы нового строительства.
В конце 1990-х гг. оплачивалось менее 80 % потребления электроэнергии (из них оплата денежными средствами – менее 20%, остальное – зачеты, бартеры, векселя и пр.). Из-за неплатежей на электростанциях возникал дефицит топлива, энергетики проводили массовые забастовки и голодовки из-за задержки зарплат до полугода. 20 региональных энергосистем и федеральных станций находились на разных стадиях банкротства. Из-за неоплаты энергии и нехватки топлива вводились веерные отключения промышленных потребителей, впоследствии замененные на адресные отключения неплательщиков. В список регионов высоких рисков прохождения отопительного сезона входили Московская, Ленинградская, Кубанская и другие крупные энергосистемы. К 2001 году до 100% электроэнергии оплачивались денежными средствами, в полтора раза сократились объемы кредиторской и дебиторской задолженностей РАО ЕЭС.
Общая мощность объектов, введенных по разработанному в ходе реформы механизму договоров на поставки мощностей (ДПМ), составила за 2008–2017 гг. 26,5 ГВт, а всего за тот же период введено 39,8 ГВт (здесь и далее данные расчетов Российского энергетического агентства Минэнерго России). Это крупнейший объем вводов в энергетике за несколько десятилетий. Для сравнения: в 1991–2001 гг. общая мощность введенных генерирующих мощностей в стране составила лишь 12,4 ГВт.
Уровень исполнения обязательств по новым вводам оказался достаточно высоким: из запланированных по ДПМ 136 объектов было запущено 129. В основном новые объекты – это парогазовые блоки, самые современные технологии в тепловой энергетике.
В сетевом комплексе, оставшемся под контролем государства, невозможно было рассчитывать на частные инвестиции. Здесь работал другой, предложенный в ходе реформы механизм – инвестиционное тарифообразование (так называемое RAB-регулирование). Он также обеспечил беспрецедентный объем вводов сетевых мощностей. В 2008–2017 гг. было построено более 73 000 МВА подстанций и почти 36 000 км линий электропередачи классами напряжения 220–750 кВ.
Критики реформы до 2008 г. были убеждены в ее провале, полагая, что привести масштабные частные инвестиции в электроэнергетику – задача неразрешимая. Нереальным считалось и обеспечение задуманного в ходе реформы объема новых вводов.
Из приведенных выше данных видно, что тезисы о невозможности привлечения частных инвестиций в электроэнергетику России на рыночной основе и прогнозы срыва программы ввода оказались несостоятельны. Позднее же основной вектор критики сместился в противоположную сторону: осуществленные вводы стали оценивать как избыточные.
Соглашаясь с критиками в самом факте избыточности генерирующей мощности в ЕЭС России (максимум нагрузки – 151 ГВт при установленной мощности 243 ГВт), считаю нужным пояснить причины его возникновения. Напомню, что реорганизация РАО ЕЭС была осуществлена в июне 2008 г., всего лишь за несколько месяцев до глобального экономического кризиса. Разрабатывая инвестиционную стратегию, энергетики полагались на существовавшие в то время прогнозы российской экономики, которые никак не предвидели ни глобальных экономических кризисов, ни экономических последствий будущих геополитических кризисов. Эти прогнозы были ориентированы на среднегодовой темп роста ВВП России в следующие 10 лет на уровне 4–5%. Как известно, фактические среднегодовые темпы роста ВВП за этот период не превысили 1%.
Параллельно с вводами осуществлялся вывод устаревших мощностей: в 2008–2017 гг. объем демонтажа мощностей в ЕЭС России составил почти 16 000 МВт. Тем не менее его темпы должны были быть существенно выше. Историческое окно превышения установленной мощности над пиковой закроется, по мнению экспертов, в период с 2021 по 2025 г. Это значит, что в энергосистеме страны параллельно с выводами возникла возможность разворачивания масштабной программы модернизации существующих мощностей, которую, как известно, невозможно осуществить без временного вывода мощностей из работы. Таким образом, созданный реформой задел может и должен быть использован для масштабной модернизации тех мощностей, которые не были заменены новыми вводами в рамках реформы. Именно это и является сегодня предметом обсуждения в рамках так называемой второй программы договоров на поставку мощности (далее ДПМ-2). Интенсивное, а иногда и эмоциональное обсуждение этой программы не может отменить того факта, что задел для нее был создан в результате реформы. И сама идея, и юридическая конструкция ДПМ стали важной частью реформирования рынка мощностей.
Кроме того, важно отметить, что избыток не создает избыточного ценового давления на потребителей.
Именно цены и последствия реформы для их уровня были одним из наиболее острых рисков, по которым позиции сторонников и противников реформы были противоположными. Так, один из наиболее убежденных критиков реформы, заслуженный энергетик России, доктор технических наук, профессор Виктор Кудрявый писал: «При переходе к либеральному рынку по модели «равновесная цена» из-за запредельного подъема тарифов на электроэнергию неизбежна стагнация экономики вследствие потери конкурентных преимуществ энергоемкого национального бизнеса, который является основным налогоплательщиком».
И консервативные энергетики, и большинство политиков были убеждены, что переход к рынку создаст неприемлемую ценовую нагрузку как на население, так и на промышленных потребителей, а реформаторы говорили, что реформа призвана сдержать темпы роста цен на электроэнергию. Чтобы объективно проанализировать, что в этой чувствительной сфере на самом деле произошло за 10 лет, мне представляется разумным сделать три группы сравнений:
– сравнение цен на электроэнергию с общим уровнем инфляции в стране,
– сравнение цен на электроэнергию в России и в развитых странах мира,
– сравнение цен на электроэнергию с ценами на ключевые виды топлива – газ и уголь.
В первой группе целесообразно сравнивать рост цен на электроэнергию для промышленных потребителей с ростом цен производителей промышленных товаров, а рост цен для населения – с уровнем потребительской инфляции. За 10 лет, с 2008 по 2017 г., прирост цен производителей промышленных товаров составил 124%, а прирост цен на электроэнергию для промышленных потребителей за этот же период – 126%. Иными словами, динамика этих двух показателей за 10 лет была практически идентичной.
Что касается населения, то прирост цен на электроэнергию для населения в 2017 г. по сравнению с 2008 г. составил 107%, а уровень потребительских цен за этот же период вырос на 94%. Таким образом, среднегодовое превышение темпов роста цен на электроэнергию для населения по сравнению с инфляцией составило 1,2%.
Межстрановое сопоставление уровня цен на электроэнергию возможно двумя способами – по номинальному курсу рубля и по паритету покупательской способности. Первый способ в отношении населения в России и за рубежом, как известно, показывает, что в России один из самых низких уровней цены электроэнергии. По данным OECD (учитывает паритет покупательной способности), в 2016 г. уровень цен на электроэнергию в России был на 12% ниже, чем в США, на 65% ниже, чем во Франции, и более чем втрое ниже, чем в Германии.
Сравнение по покупательной способности цены на электроэнергию для промышленных потребителей в России показывает, что цена в России примерно на 51% выше, чем в США, практически равна цене в Германии и почти на 50% ниже, чем в Великобритании. Таким образом, цена для российских промышленных потребителей ниже, чем для их конкурентов в большинстве зарубежных стран.
Третья группа сравнений – с ценами на топливо – дает однозначные выводы. С 2006 по 2016 г. средневзвешенная цена электроэнергии для всех потребителей выросла в 2,5 раза при росте цены угля в 2,8 раза и росте цены природного газа в 3,8 раза.
Наш анализ подтверждает, что никаких катастрофических ценовых последствий от перехода к рыночному ценообразованию в результате реформы за 10 лет не произошло. Более того, тарифы на газ, регулируемые государством, росли существенно быстрее, чем рыночные цены на электроэнергию. Не вызвала реформа и драматических социальных последствий – тарифы для населения росли почти синхронно с уровнем инфляции. На мировом фоне уровень цен на электроэнергию в России продолжает оставаться заниженным, что, несомненно, сдерживает развитие энергоэффективности в России. Вопреки опасениям реформа электроэнергетики позволила сдержать темп роста цен в ТЭКе страны в целом.
Важно понять, как реформа повлияла на надежность энергосистемы. Количество аварий на электростанциях установленной мощностью более 25 МВт сократилось с 4497 в 2011 г. до 3804 в 2017 г., т. е. на 16%. В электрических сетях напряжением 110 кВ и выше за тот же период количество аварий снизилось с 19 580 до 15 086, т. е. на 23%.
Еще один важный показатель – это средняя длительность перерывов электроснабжения потребителя в распределительных сетях, где находятся все бытовые потребители, малый и средний бизнес. Этот показатель, по данным Минэнерго, с 2010 по 2013 г. сократился с 5,39 до 2,15 часа, т. е. в 2 раза. В 2014–2016 гг. этот показатель снизился еще на 6,7%.
По данным Минэнерго, в результате обновления фондов с 2013 г. начал сокращаться средний возраст энергооборудования. Министр энергетики Александр Новак на слушаниях в Госдуме констатировал долгожданное для энергетиков событие: впервые за десятилетия в 2012 г. темп обновления оборудования электростанций превысил темп его естественного старения.
Важно отметить, что практически исчезла одна из важнейших причин аварийности – региональные дефициты мощности. К середине 2000‑х гг. эта проблема была настолько остра, что вынудила энергетиков ввести специальную категорию – регионы с высокими рисками (РВР). В них в период осенне-зимнего максимума в условиях низких и сверхнизких температур приходилось вынужденно отключать промышленных и бытовых потребителей с целью сохранения самой энергетической системы. В список этих регионов относились целые области, в том числе московская, приморская, калининградская энергосистемы, Западная Сибирь, Южный Урал (включая свердловскую энергосистему), Юг России (в том числе сочинский энергорайон).
Можно с определенностью сказать, что проблемы дефицита мощности на национальном уровне больше не существует, она решена благодаря новым вводам в ходе реформы. Сегодня в категорию РВР временно попадают лишь отдельные районы внутри региональных энергосистем, а риски отключения, как правило, снимаются за счет адекватных ремонтных мероприятий в сетях.
Производство паровых турбин в России с 2010 до 2017 г. выросло на 79%. Производство паровых котлов, кроме котлов центрального отопления и их составных частей, за тот же период выросло на 36%, изолированных проводов и кабелей – на 93%, электродвигателей, генераторов и трансформаторов – на 60%.
Эти цифры подтверждаются мнением экспертов. Так, глава СУЭК Владимир Рашевский считает, что в 2010–2017 гг. загрузка предприятий отечественного машиностроения выросла вдвое, что позволило «воссоздать энергетическое машиностроение России после кризиса 1990-х – начала 2000-х гг.».
По итогам послереформенного десятилетия можно уверенно утверждать, что реформа оказалась важнейшим драйвером развития для отечественного энергомашиностроения и электротехнической промышленности. Российские производители (эти отрасли находятся практически полностью в частных руках) сумели динамично и оперативно отреагировать на возникший спрос и выиграть в открытой конкурентной борьбе с лучшими мировыми производителями.
В 2008 г. авторы реформы отдавали себе отчет, что для ее полного завершения потребуется еще ряд серьезных решений. Вместе с тем они исходили из того, что наиболее значимые и масштабные решения уже реализованы и их достаточно, чтобы придать реформе необратимый характер. Именно этот тезис подвергался серьезной критике. Многие эксперты были убеждены, что правительство не выполнит обещания по последовательной либерализации рынка электроэнергетики в соответствии с постановлением от 7.04.2007 № 205. Напомню, что по состоянию на июнь 2008 г. либерализованный оптовый рынок электроэнергии составлял всего 25%, а последовательный рост его доли до 100% планировался лишь к 1 января 2011 г.
К этому добавлялся скепсис по сохранению частной собственности в генерации, о котором директор Института энергетической политики Владимир Милов писал в 2008 г.: «Есть высокая вероятность, что после ухода Чубайса эти игроки используют свои высокие лоббистские возможности, быстро перетряхнут и структуру компаний, укрупнив их, и модель рынка электроэнергии. Вероятно, иностранцы продадут свои пакеты в ОГК и ТГК «Газпрому» в обмен на газовые активы, крупные промышленные группы разберут эффективные электростанции на долгосрочные контракты поставки электроэнергии по дешевым ценам, а остальным потребителям останутся риски в виде рынка излишков и наименее эффективной генерации. Ни о какой конкуренции в таких условиях и речи быть не может. А по итогам возможных в будущем всплесков цен и прочих неприятностей не исключен пересмотр всей концепции реформы и возврат к вертикальной интеграции».
Эти прогнозы не сбылись. Правительство в полном объеме исполнило взятое на себя обязательство по последовательной либерализации рынка. Зарубежные генерирующие компании, пришедшие тогда в Россию, работают на этом рынке вплоть до сегодняшнего дня. Таким образом, опираясь на итог 10 прошедших лет, следует признать, что, несмотря на незавершенность отдельных элементов, реформа электроэнергетики России доказала свою необратимость.
Что не получилось? Не были осуществлены те завершающие преобразования, о которых говорили в 2008 г. Не возник целевой рынок мощности, ничего не сделано по созданию рынка системных услуг, объем перекрестного субсидирования продолжает нарастать, и, самое главное, розничные рынки, либерализация которых дала бы значительный эффект для потребителя, в стране так и не построены.
Сегодня, в 2018 г., перед электроэнергетикой страны стоят новые задачи. Не претендуя на целостную программу развития электроэнергетики, отмечу лишь то, что опыт реформирования российской электроэнергетики может дать для решения сложных проблем ее развития в ближайшие годы. Возьмем ситуацию на розничных и на оптовом рынке.
Мне представляется, что наиболее сложный узел экономических и технологических проблем сегодня завязывается на розничных рынках электроэнергии: цифровизация сетевых технологий, усиление роли постоянного тока (особенно в быту), развитие бытовых систем хранения электроэнергии, активное развитие распределенных источников генерации и микрогенерации, рост количества активных потребителей и появление нового явления – просьюмера (потребителя, одновременно являющегося производителем). Один из крупнейших специалистов в отечественной электроэнергетике и бывший технический директор РАО «ЕЭС России» Борис Вайнзихер справедливо говорил о появлении нового, парадоксального для традиционной энергетики свойства потребителя – независимости. Эти и другие технологические тренды на наших глазах изменяют основных участников розничного рынка: распределительные сети, сбытовые компании, потребителей.
Фундаментальной экономической предпосылкой для возникновения мотивации к использованию всех этих новых технологий является цена розничной электроэнергии. Систематическое занижение розничной цены на электроэнергию и вызванный этим растущий объем перекрестного субсидирования (со 140 млрд руб. в 2008 г. до 400 млрд руб. в настоящее время) – это одна из перезревших проблем российской электроэнергетики.
Сегодня, когда объем электропотребления прямо связан с уровнем жизни, фактически создана система, при которой самая низкодоходная группа населения дотирует богатых. Владельцы дорогих загородных поместий приобретают в десятки, а то и сотни раз больше электроэнергии, чем низкодоходные группы населения. Продавая ее по одинаковой искусственно заниженной цене, мы, по сути, создаем постоянный финансовый поток от бедных к богатым.
Такого рода проблемы обладают неприятным свойством – со временем они становятся все более и более разрушительны по своим последствиям, и, как показывает опыт пенсионной реформы, бесконечное откладывание их становится невозможным.
Конечно, прежде чем решать эту проблему, нужна серьезная программа мер по защите низкодоходных групп населения. Ряд элементов этих программ был опробован в ходе самой реформы, например социальная норма потребления электроэнергии для населения, позволяющая оплачивать ограниченный объем потребления по более низкому тарифу.
Убедившись, что системы защиты низкодоходных групп населения отработаны, нужно переходить к главному вопросу – реальному, а не на словах устранению перекрестного субсидирования и либерализации розничных рынков. Все базовые технологические и экономические предпосылки для этого уже созданы осуществленной реформой электроэнергетики. Осталось решить главное – отказаться от искусственной привязки уровня цен к уровню инфляции. Это тем более актуально сейчас, когда инфляция в стране опустилась ниже 4%. Отдавая себе отчет в сложности такого рода преобразований, считаю целесообразным начать их с эксперимента на нескольких розничных рынках в некоторых регионах. Опыт конкуренции на розничном рынке за потребителя, с которым мы ежедневно сегодня сталкиваемся в телекоммуникациях, можно и нужно перенести на подготовленную для этого почву в электроэнергетике. Разумно организованная конкуренция сбытовых компаний на розничных рынках электроэнергии способна сдержать темпы роста цен, как мы убедились в этом за 10 лет на примере оптового рынка электроэнергии.
Конкурентный сбыт поможет решить еще одну застарелую проблему современной электроэнергетики – неплатежи. В противном случае мы не просто будем продолжать нагружать промышленных потребителей искусственной дополнительной нагрузкой, но и сдерживать развитие крупнейшего сектора розничного рынка энергоэффективности для потенциальных российских производителей в электротехнике и машиностроении.
А на оптовом рынке основные тренды уже лежат в повестке дня правительства. Это программа ДПМ-2, базирующаяся на использовании важнейшего инструмента, рожденного реформой, – ДПМ. Его цель не столько рост установленной мощности, сколько ее модернизация. Не хочу вмешиваться в активно идущий спор о распределении высвобождающихся средств на проект «ДПМ-2», но решение по этому вопросу следовало бы принять уже в 2018 г.
Не менее важен и второй вектор – выводы устаревших мощностей. Их объемы существенно возросли в последние годы, и это само по себе важный позитивный итог реформы. Однако пока существует историческое окно возможностей в виде созданного реформой резерва мощностей, необходимо существенно ускорить эту работу. Вывод электростанции – сложнейшая в технологическом отношении задача, и было бы правильно принять дополнительные экономические и технологические меры, облегчающие генерирующим компаниям такие проекты. При всех сложностях вывод устаревшего оборудования даст отечественной энергетике еще один импульс для снижения удельного расхода топлива и повышения надежности.
Главный вывод из анализа прошедших после реформирования электроэнергетики 10 лет – цели, ради которых осуществлялась реформа, достигнуты, а наиболее серьезных ценовых и технологических рисков удалось избежать. Прошедшее по окончании реформы десятилетие доказало, что сочетание фундаментальных либеральных рыночных принципов и разумной централизации способно решать в нашей стране сложнейшие инженерно-экономические и социально-политические задачи.
Автор - председатель правления РАО «ЕЭС России» в 1998–2008 гг.
|
