Жизнь после РАО: пятилетка реформ

Жизнь после РАО: пятилетка реформ

Превратить «рыбный суп» в аквариум с живыми рыбками пока не удается

Первого июля исполняется пять лет со дня начала важнейшего этапа реформы РАО «ЕЭС России» — «распаковки» региональных АО-энерго. Вместо них страна получила значительно более сложную структуру энергокомплекса, — генерация и сбыты по большей части были проданы и вошли в состав различных холдингов, контролируемых крупнейшими финансово-промышленными группами, сети же в основном остались в государственной собственности. За прошедшие годы была проделана огромная работа по формированию юридической базы «новой энергетики», организации взаимодействия между структурами некогда единого энергокомплекса и т.д. Как показывает опыт первых постреформенных лет, на ввод десятков и сотен гигаватт в обозримой перспективе рассчитывать не приходится.За 2008-2010 гг. 6 ГВт вместо 25 — вот и все, что мы имеем.

Можно долго перечислять достижения минувшей пятилетки, однако, на наш взгляд, важнее остановиться на базовых целях, достижение которых изначально заявлялось как главный мотив всего реформирования. Вкратце они выглядели следующим образом: спрос на электроэнергию растет, имеющиеся мощности катастрофически стареют и уже в ближайшей перспективе не смогут удовлетворить потребностей экономики (знаменитый «крест Чубайса»); средств на обновление в бюджете не хватает и не предвидится в достаточном объеме в будущем, значит необходимо привлекать инвесторов, для чего надо продать им часть собственности (генерация, сбыты), а на вырученные деньги (плюс инвестпрограммы, с которыми покупатели приходили на тендер) осуществить грандиозный прорыв в энергетику XXI века, так называемый ГОЭЛРО-2. Эти меры, по словам главного идеолога реформы Анатолия Чубайса, помогут, с одной стороны, снять нагрузку с бюджета, а с другой, не перегрузить тариф инвестиционной составляющей. Тариф же, по прогнозам Чубайса, сначала, может быть, немного возрастет, а потом стабилизируется, а возможно, даже снизится в силу рыночной конкуренции. Кроме того, ожидался огромный кумулятивный эффект в аффилированных отраслях из-за колоссального роста заказов, а также в энергосервисных, научных, проектировочных и пр. организациях.

С точки зрения здравого смысла, вышеприведенный расклад выглядел безупречно, по крайней мере с позиции стороннего наблюдателя. Существовала ли альтернатива такому подходу или нет, трудно сказать. В виде реальной концепции ничего иного предложено не было. Что ж, прошло пять лет — самое время подвести первые итоги.

Программа реформ. Главная цифра документа

Безусловно, программа была амбициозна. Базовая цифра, лежащая в ее основании, — долгосрочный прогноз роста потребления электричества на 4,1% в год. Отсюда и планы по вводу мощностей, многолетняя шумиха по поводу грядущего ГОЭЛРО-2 и многое другое. Но зададимся простым вопросом: а откуда взялись эти 4,1%? Да просто в начале 2006 года, когда верстались долгосрочные планы, появились предварительные данные по росту потребления в предыдущем 2005-м, который и составил ровно 4,1%. Конечно, мало кто из экспертов тогда верил в сохранение таких темпов в будущем. Хотя бы исходя из выведенного эмпирическим путем «коэффициента эластичности», согласно которому в нашей стране росту ВВП на 1% соответствует увеличение потребления электроэнергии на 0,3%. Ну не рассчитывали же здравомыслящие люди на ежегодные темпы роста отечественной экономики в 12-13%! Тем не менее программа, созданная на основе пресловутых 4%, выглядела совершенно амбициозно и разогревала рынок, что было очень важно, особенно в преддверии массовой распродажи акций генерирующих компаний!

Инвестиции

Для начала попытаемся оценить инвестиционную активность в секторе генерации до и после монопольного периода в целом. Инвестиционная программа РАО «ЕЭС России» предусматривала ввод в эксплуатацию в 2008-20,2 гг. 43,9 ГВт новых мощностей. Уже в первый, 2008 год, по данным Анатолия Чубайса, приведенным им на Давосском форуме в январе 2008 г., планировалось ввести 2,5 ГВт. Однако, как позже сообщил, выступая перед депутатами Государственной думы, министр энергетики РФ Сергей Шматко, в 2008 году было введено в эксплуатацию несколько блоков общей мощностью «около 1700 МВт». Дальше — больше: 2009 год: план — 7 ГВт (Чубайс, Давос), план, скорректированный Минэнерго, — 4,3 ГВт, фактически — менее 1 ГВт (по сообщению заместителя директора Департамента развития электроэнергетики Минэнерго Дмитрия Козлова). На 2010 год тот же Дмитрий Козлов пообещал уже 6 ГВт. И снова не получилось. «Ввод новых генерирующих мощностей в 2010 году составил более чем 3,2 ГВт», — заявил премьер-министр РФ Владимир Путин на совещании «Об итогах деятельности топливно-энергетического комплекса в 2010 году и задачах на 2011 год». Для сравнения: инвестпрограмма, озвученная Анатолием Чубайсом на Давосском форуме, предусматривала введение только в 2010 г. энергомощностей на 15,9 ГВт! Итого, вместо обещанного бурного роста налицо стагнация. Таких результатов не ожидали даже самые неутомимые критики «распаковки по Чубайсу». Один из них, первый заместитель директора Института проблем естественных монополий Борис Нигматуллин, несколько лет назад предрекал: «Таким образом, по моей оценке, ежегодный объем вводимых до 20,0 г. в эксплуатацию новых энергомощностей, составит не более 4 ГВт». Но даже в 2010-м недотянули. И кризис тут ни при чем, учитывая длительность инвестиционного цикла в отрасли и крайне незначительное падение потребления электричества (- 4,7% в 2009 году), которые были полностью компенсированы ростом в 2010-м, в то время как цены (с учетом свободного рынка) только в течение кризисного года подскочили на 21,5%.

Ввод в эксплуатацию крупных генерирующих мощностей в Краснодарском крае в 2010-2016 гг.

Наименование объекта Мощность Год ввода
2-я очередь Сочинской ТЭС 80 МВт 2010
ПГУ-410 на Краснодарской ТЭЦ 410 МВт 2011
Адлерская ТЭС 360 МВт 2012
Джубгинская ТЭС 180 МВт 2013
Кудепстинская ТЭС 360 МВт 2013

Ввод в эксплуатацию крупных генерирующих мощностей в Ростовской области

Наименование объекта Мощность Год ввода
2-й блок Ростовской АЭС 1000 МВт 2010
3-й и 4-й блоки Ростовской АЭС 2200 МВт 2014-2016
Новочеркасская ГРЭС 330 МВт 2014
Три блока Новоростовской ГРЭС 1000 МВт 2013-2015

Энергосистема до и после «распаковки»

Мощность энергосистемы сокращается не только из-за вывода агрегатов, но и из-за ее общего старения. По словам первого вице-президента АО «Евроазиатская энергетическая корпорация» Насыра Арипходжаева, «наше энергооборудование исчерпало парковый ресурс. После максимального срока эксплуатации 250-260 тысяч часов возможны изменения структуры металла, и, как следствие, эксплуатация турбин становится просто опасной». То есть реальный, экономически целесообразный срок эксплуатации никак не превышает 30, максимум 40 лет.

Можно, конечно, его продлевать и продлевать (чем сейчас и занято множество «эффективных менеджеров» по всей стране), но тогда, помимо опасностей, связанных с «изменением структуры металла», придется смириться и с низким КПД и, как следствие, пережиганием колоссальных объемов постоянно дорожающего топлива, и с гораздо более высоким, чем на современных установках, загрязнением окружающей среды, и с ежегодным ростом условно-постоянных затрат, закладываемых в стоимость каждого киловатт-часа.

Показателен в этом отношении пример Саяно-Шушенской ГЭС. После катастрофы для замены выбывших агрегатов пришлось срочно вводить в строй целый ряд старых угольных блоков. С одной стороны, можно было бы порадоваться, что они сняли (или наоборот, подали) возникшее напряжение. А с другой, выяснилось, что работать более или менее длительное время они просто не в состоянии. Коэффициент использования установленной мощности (КИУМ) у них в среднем составляет 40%, то есть они работают примерно четыре месяца в году из двенадцати. Все остальное время идут ремонты, поглощающие огромные средства, содержится персонал и т.п. Понятно, что резервные мощности необходимы. Важно лишь, чтобы под этим понятием не скрывали обычный антиквариат, которого, похоже, становится все больше. Так, на 2005 год (более свежих данных у нас, к сожалению, нет) 142 МВт генерирующих мощностей, эксплуатируемых в нашей стране, были произведены до 1931 года! Антикварный «резерв» кое-как позволяет повысить надежность работы системы, но вместе с тем не в состоянии оказать влияние на снижение цен за счет дополнительного предложения в силу своей экономической неэффективности. Решить сразу две основные задачи (надежности и эффективности) можно, лишь создав не просто достаточный резерв мощности, а резерв примерно равной экономичности за счет ускоренного ввода в работу нового эффективного оборудования. Для примера: в энергокомплексах США, Японии, Англии, Германии из общего резерва в 20-30% на долю равноэкономичного оборудования приходится 10-12%. Это обостряет конкуренцию без чрезмерного обременения потребителя. В России же, несмотря на все инвестиционные программы, важнейшая тенденция — старение парка энергооборудования — продолжается. Так, согласно данным Росстата, в 1999-2004 гг. износ основных производственных фондов предприятий электроэнергетики вырос с 50,6% до 56,4%. В прошлом году, по словам Сергея Шматко, «продолжилось старение оборудования: 58,6% генерирующего оборудования отработало парковый ресурс полностью, более четверти — на 80%, а степень износа электросетей составляет 63,1%». В холдинге МРСК износ распределительного электросетевого оборудования составляет 69%. Более половины оборудования выработало свой срок, в том числе 7,4% отработало два срока». Итого, в среднем по отрасли износ уже перевалил за 60-процентную отметку.

Что же сделать, чтобы процесс старения в отрасли обратить вспять? Для начала попробуем оценить исходные позиции. Сегодня средний возраст российской электростанции превышает 30 лет. Почти треть нашей энергосистемы была построена в 1971-1980 гг. Так, средний год ввода энергомощностей Южной ТГК-8 — 1974-й, т.е. им уже 35 лет. В итоге имеем около 220 ГВт общей мощности энергосистемы России при «среднем возрасте» 30 лет. Получается, что только лишь для сохранения нынешнего «возрастного» статус-кво необходимо ритмично, каждый год заменять энергоблоки на 7 ГВт! Авторы «генеральной схемы» предполагали вывести из эксплуатации в 2008-2020 гг. 51,8 ГВт, то есть не 7, а в среднем чуть более 4 ГВт в год. Но «омолаживание» замышлялось провести за счет фантастических темпов строительства — по 16 и даже по 20 ГВт в год, то есть в 2-2,5 раза больше, чем в лучшие советские годы. Сегодня как один, так и другой процесс практически заморожены. Так, согласно данным Сергея Шматко, в 2008 г. был выведен всего 1 ГВт. В противном случае мы получили бы значительное сокращение мощности российской энергосистемы. Даже в Краснодарском крае, несмотря на огромный объем работ в электроэнергетике (только в 2010 г. в отрасль, по словам вице-губернатора Вадима Лукоянова, было вложено 70 млрд рублей), обратить вспять процесс старения основных фондов пока не удалось.

Между тем постоянное продление паркового ресурса оборудования приводит не только к негативным экономическим последствиям, но и снижает надежность его работы. С этим деликатно соглашается и Сергей Шматко: «В результате проверок в 43 случаях признание собственниками удовлетворительного технического состояния оборудования признано необоснованным». Думается, по стране таких случаев значительно больше, чем 43. Интересно также, каким ГОСТам или техрегламентам в XXI веке удовлетворяют агрегаты, выпущенные в 1930 или в 1935 году?

Энергетика России: модернизацию придется отложить

Как показывает опыт первых постреформенных лет, ни на какие десятки и сотни гигаватт (уже цитированная «генеральная схема» предусматривает ввод к 2012 г. 42,7 ГВт, а до 2020-го, по разным вариантам, — от 186 до 218,4) в обозримой перспективе рассчитывать не приходится. За 2008-10 гг. 6 ГВт вместо 25 — вот и все, что мы имеем. Можно, конечно, фантазировать насчет взлета инвестактивности в текущем или любом другом последующем году. Проблема заключается лишь в том, что для этого нет никаких предпосылок. В обозримой перспективе новые или старые собственники продолжат «продлевать ресурс» и выжимать прибыль из советского наследства. И не по причине своей «злокозненности». Просто для них массовое (подчеркнем, именно массовое) строительство новых блоков лишено всякой экономической мотивации. Ведь реализация проектов такого масштаба — это огромные затраты, большой риск и множество больших и малых проблем. А еще планирование на длительную перспективу. И если можно получать прибыль за счет высокой маржи в условиях дефицита, то «модернизационная» стратегия поведения, на которую делалась ставка, просто лишена всякого смысла. Для чего тратить миллиарды долларов? Чтобы потом «жестко конкурировать на рынке» и снижать цены, как замышляли реформаторы?

Ссылки на такой «понудительный мотив», как штраф в размере 25% от стоимости инвестпроекта, предусмотренный за его невыполнение, мы не будем даже рассматривать. Вкратце лишь заметим, что если бы владельцы ОГК и ТГК эту угрозу принимали всерьез, то перспектива выплат сотен миллионов долларов и банкротства многих компаний, видимо, вынуждала бы их несколько по-иному относиться к принятым на себя обязательствам. Однако сроки ввода раз за разом срываются, а наши бизнесмены сохраняют олимпийское спокойствие. При этом можно не сомневаться, что они выполнят любую инвестпрограмму, существенно сэкономив при этом на строительстве. Как? Вариантов много. Об одном из них говорит аналитик «Ренессанс Капитал» Владимир Скляр: «Даже планы «Интер РАО» по вводу новых мощностей на 30 тыс. МВт к 2015 году будут реализовываться по большей части не за счет строительства новых энергоблоков, а за счет покупок генерирующих активов». Инвесторам не добавляет оптимизма и тарифная вакханалия. С одной стороны, вроде бы для отрасли хорошо — всего за пару лет цена киловатт-часа подскочила в два раза и во многих регионах уже превысила американскую (6,8 цента/кВт-ч для промпотребителей). С другой, она угнетает экономику. Поэтому со стороны руководства страны делаются попытки регулировать его вручную. Это приводит к резкому изменению экономической составляющей инвестиционных программ, увеличению срока возврата вложенного капитала, проблемам с банками и т.п.

— Такой рост ненормален, — говорит генеральный директор «Газпром-энергохолдинга» Денис Федоров, — крупные потребители начинают строить свою генерацию и уходят с рынка, а энергетики вынуждены перекладывать нагрузку на тех, кто не может себе это позволить. Это приводит к очередному витку цен. С третьей стороны произошел «передел» различных составляющих внутри тарифа. Сегодня в нем доля генерации по разным регионам составляет 40-50% (в Краснодарском крае, по оценке Вадима Лукоянова, так и вовсе 25%). Тогда как ранее была (аналогично и в западных странах) 60-70%, что, в свою очередь, ставит под вопрос привлекательность капиталовложений в развитие генерации. «Нам вообще непонятно, каким образом выставляют счета, — возмущается Денис Федоров. — Покупка 1 кВт-ч на опте — 1.40-1.60 руб., цена у конечного потребителя — около 4 руб. То есть сети и сбыты получают львиную долю. Ситуация очень тяжелая для генераторов».

Итоги

Лет 10 назад Анатолий Чубайс в свойственной ему афористической манере определил главную задачу реформаторов как «попытку сделать из ухи аквариум», то есть из мертвого — живое. Иными словами, отсталое технически и непривлекательное с финансово-экономической точки зрения советское наследство необходимо было превратить в динамично развивающуюся современную отрасль, запустить в ней рыночные механизмы ценообразования и технологического обновления за счет реинвестирования прибыли. На сегодня первая задача реформы — привлечение средств за счет продажи энергоактивов — успешно решена, а вторая — превращение этих средств в инвестиции для модернизации отрасли — нет. Упомянутый «рыбный суп» так и не превратился в аквариум с живыми рыбками.

Логотип Вестник Строительство