Первого июля этого года холдинг РАО ЕЭС будет ликвидирован. Реформа электроэнергетики, таким образом, будет завершена. Каковы результаты? Первый и самый очевидный для потребителя - стремительный рост цен на электроэнергию в ближайшие несколько лет и стремительное сокращение ее доступности. Что по этому поводу думает правительство? Министр экономического развития Эльвира Набиулина уповает на то, что в ходе реформы уже созданы механизмы, которые обеспечат снижение цен на либерализованном энергорынке. Насколько эти надежды обоснованны? Мы считаем, что абсолютно не обоснованны. Чем предаваться мечтаниям о "невидимой руке рынка", правительство в экстренном порядке необходимо приступить к созданию системы механизмов, которые могут смягчить для российской экономики надвигающийся энергетический шок.
Правительственный прогноз
В начале мая этого года правительство утвердило новый прогноз роста цен на услуги естественных монополий на период до 2011 года включительно. В среднем темпы роста тарифов увеличились на 7-10% год. Предполагается, что электроэнергия по отношению к 2007 году подорожает в 1,8 раза (для населения - в 1,95 раза). Газ - в 2,14 раза (для населения - в 2,27 раза). Министерство экономического развития объясняет корректировку прошлогодних планов прежде всего конъюнктурой на мировом рынке нефти. Действительно, цены на нефть за последний год выросли в два раза, до $130 за баррель. Экспортные цены на газ привязаны к мировым ценам на нефть и повторяют их динамику с запаздыванием в 6-9 месяцев. Средняя цена российского газа в Европе составляла в первой половине 2007 года $250 - $260 за 1000 м. куб. В апреле этого года - уже более $370 за 1000 куб. м. И в дальнейшем рост продолжится. По прогнозам "Газпрома" средняя экспортная цена газа в 2008 году составит более $400 за 1000 куб. м.
Между тем, в октябре 2006 года правительство провозгласило необходимость перехода к равнодоходности для "Газпрома" внутреннего и внешнего рынков. В настоящее время цена на газ для российских потребителей в европейской части страны составляет от $60 до $80 за 1000 куб. м. в зависимости от удаленности от мест добычи. Исходя из сегодняшних европейских цен на газ, уровень цен для российских потребителей, обеспечивающий равную доходность поставок внутри страны и на экспорт, составляет $213 за 1000 куб. м. Одобренный правительством график роста газовых тарифов для российских потребителей выводит уровень внутренних цен в 2011 году лишь на $130 - $170 за 1000 куб.м. На фоне столь напряженной ситуации с ценами на основной вид топлива для электростанций в европейской части России правительство согласилось с ускорением темпов роста цены на электроэнергию. Однако какова цена принятого решения?
Эльвира Набиулина, выступившая на заседании правительства с неутешительным прогнозом рост цен на газ и электроэнергию, естественно не могла не признать, что выносимые на утверждение правительства прогнозы роста тарифов означают серьезный удар по конкурентноспособности целых отраслей российской промышленности. Например, для цементной промышленности доля газа и электроэнергии сегодня составляют 47% в материальных затратах на производство. К 2011 году эта цифра вырастет до 73%. Можно предположить, что ужимать в два раза прочие расходные статьи производители цемента не будут, а скорее переложат бремя роста тарифов на потребителя. Тем более, что в рынок цемента европейской части России практические монополизирован. Результатом будет рост издержек строительных компаний и замедление темпов роста строительной индустрии, сегодня - одного из локомотивов промышленного бума. К схожим последствиям ведет реализации официальных прогнозов Минэкономразвития и в целом ряде других отраслей - производстве кирпича, добыче сырья для металлургической промышленности, целлюлозно-бумажной, пищевой промышленности и т.д.
Истинные масштабы проблем российской экономики, связанные со стремительным удорожанием энергии, становятся очевидными, если сравнить российские цены на электроэнергию с ценами на нее в других странах. Уже сегодня цена на электроэнергию для промышленных потребителей в столичном регионе (Москва и Подмосковье) и регионе С.-Петербурга (город и область) колеблется от 1,93 руб. за кВт.ч. до 3,5 руб. за 1кВт.ч (с учетом НДС, расходов на услуги сетевых и энергосбытовых компаний). В долларовом эквиваленте это составляет $0,08 - $0,14 за кВт.ч. Для сравнения - средний розничный тариф для промышленности в Шанхае составляет $0,096 за кВт.ч., в Нью-Йорке - $0,061 - $0,077 за кВт.ч. Уже сегодня в России, одной из наиболее обеспеченных запасами углеводородов стран в мире, тарифы на электроэнергию выше, чем в странах, импортирующих топливо. Более чем 80% рост цены на электроэнергию в течение трех лет выведет Россию в число стран с наиболее дорогой энергией в мире - $0,145-$0,25 за кВт.ч. Что лишит национальную экономику главного (и едва ли не единственного) конкурентного преимущества на мировых рынках. Добавим - в Китае за последние десять лет (в условиях стремительного роста спроса на электроэнергию и предельно напряженной инвестиционной программы), тарифы выросли менее чем на 30% (с $0,069 до $0,096 за кВт.ч. для Шанхая).
В своем анализе Минэкономразвития исходит из того, что в ходе реформы РАО ЕЭС были созданы "сдерживающие механизмы, препятствующих необоснованному подорожанию [электроэнергии]". Как известно, в соответствии с утвержденным графиком либерализации рынка электроэнергии к 2011 году будет полностью ликвидировано государственное регулирование тарифов в электроэнергетике. Государство оставит за собой лишь функции социальной поддержки, предполагается, что за счет бюджета будет субсидироваться приобретение минимального объема электроэнергии по фиксированной цене. В то же время, предваряя либерализацию цен, менеджмент РАО ЕЭС провел массированную распродажу генерирующих активов энергохолдинга. К сегодняшнему дню частным инвесторам и "Газпрому" проданы пять из шести тепловых оптовых генерирующих компаний и 15 из 17 территориальных генерирующих компаний. Всего от распродажи выручено около 800 миллиардов рублей. Из них около половины пойдет на финансирование инвестпрограммы Федеральной сетевой компании (ФСК). Оставшиеся средства остались в распоряжение генерирующих компаний. Новые собственники обязаны их вложить в строительство энергоблоков. В течение 2008 - 2012 годов владельцы генерирующих компаний, в соответствие с утвержденными РАО ЕЭС инвестпрограммами, обязаны построить 40ГВт новых мощностей. Ввод их в эксплуатацию обеспечит избыточное предложение на рынке и неизбежное в таком случае снижение цены на электроэнергию. Так видит будущее менеджмент ликвидируемого РАО ЕЭС. К сожалению, события будут развиваться по другому сценарию.
Реальный прогноз
К настоящему моменту многие страны мира уже прошли стадию увлечения либерализацией энергетических рынков. Предполагается, что, выделив "конкурентную" составляющую электроэнергетики (генерацию), приватизировав генерирующие мощности, и создав конкурентный рынок про производству электроэнергии с новых генерирующих компаний, можно снизить цену на электроэнергию для потребителей. За прошедшие десять - пятнадцать лет накоплен значительный опыт работы либерализованных рынков в различный странах. Можно выделить четыре сценария развития ситуации. Эти сценарии зависят от следующих критериев
- концентрации рынка, мало (2-3) или много (5-6) игроков
- наличие резерва мощностей, излишки или дефицит генерирующих мощностей
Табл. 1. Сценарии развития либерализованных рынков. Сценарий 1. | В условиях большого количества игроков и избытка мощностей цены падают так, что генерирующим компаниям хватает доходов лишь на то, чтобы покрыть предельные затраты на топливо. Этот вариант стоит признать наиболее привлекательным с точки зрения потребителя. Риски в том, что отрасль становится мало привлекательной для инвесторов. |
Сценарий 2. | В условиях консолидированного рынка (мало игроков) и избытка мощностей, цены держатся выше уровня, необходимого для покрытия предельных затрат на топливо и эксплуатацию, рынок функционирует во многом как монополия. По сути, за счет потребителя субсидируется неэффективность управления отраслью и содержания излишних мощностей. К плюсам необходимо отнести высокую надежность энергоснабжения. |
Сценарий 3. | В условиях малого количества игроков и надвигающегося дефицита электроэнергии лидеры рынка сдерживают слишком серьезные колебания цены. Компаниям важнее самим ограничить рост цен, не дожидаясь прямого вмешательства государства. Аналогом может служить ситуация, сложившаяся сегодня в России на рынке бензина и продовольственных товаров первой необходимости. |
Сценарий 4. | В условиях большого количества игроков и надвигающегося дефицита электроэнергии происходит взрывной рост цен до уровня начала падения спроса на электроэнергию. В таком случае формируется рынок, на котором практические не остается доступных резервов мощностей и цены чрезвычайно неустойчивы. Для потребителя это наихудший вариант развития событий, резкое снижение доступности электроснабжения. |
Ситуация в России имеет свою специфику, ее энергосистема охватывает обширную территорию. Однако в крупнейших и наиболее значимых регионах страны - Москве и области, Северо-Западе (С.-Петербург и Ленобласть), Урале (включая Тюменскую область), наиболее вероятным является развитие событий по Сценарию 4. Уже сегодня в этих регионах наблюдается существенные дефициты. Объемы поставки электроэнергии из соседних регионов из-за недостаточно развитой сетевой инфраструктуры и отсутствия серьезных резервов по мощностям, ограничены. В каждом из трех указанных выше регионов по итогам реструктуризации РАО ЕЭС функционирует от четырех до пяти генерирующих компаний. В каждом из регионов стремительно (до 5% в год) растет спрос, а предложение ограничено. При этом все три региона лежат в зоне, где с 1 января 2011 года будет работать 100% либерализованый рынок.
К настоящему времени практически все крупные электростанции в ключевых регионах получили своих новых владельцев. Приобретение генерирующих компаний обуславливалось выполнение разработанной РАО ЕЭС инвестиционной программы. Механизм, напомним, таков: генерирующие компании (по большой части еще в то время, когда РАО владело контрольным и более пакетом акций) подписали с Администратором торговой системы (АТС) специальные соглашения, в которых определялись сроки вывода на рынок определенных объемов мощностей. В приложениях к этим соглашениям указаны сроки и место строительства, а так же основные технические параметры новых энергоблоков. Причем если объем инвестиций зафиксирован, то цена, по которой на рынке будет приобретаться мощность новых электростанций - нет. Невыполнение обязательств повлечет за собой серьезные штрафные санкции. Недостающую мощность АТС будет приобретать на рынке, а издержки, понесенные администратором торговой системы, должна возместить генерирующая компания. Менеджмент РАО ЕЭС демонстрирует железобетонную уверенность, что схема будет работать надежно. Новые собственники компаний, мотивированные с одной стороны растущими потребностями рынка, а с другой - навязанными РАО ЕЭС обязательствами, обеспечат быстрое строительство и пуск в эксплуатацию новых генерирующий мощности.
Однако схема РАО ЕЭС содержит серьезные риски. Во-первых, далеко не все специалисты корпоративного права разделяют убежденность РАО ЕЭС в безотказной силе навязанных новым собственникам генкомпаний обязательств. Условия соглашения сформулированы в самом общем виде, многие из упомянутых в нем институтов и механизмов будущего рынка электроэнергии еще не созданы (Уточнить у Редькина по ст. ГК и существующей практики, если есть). Это создает благоприятную почву для юридических споров. Кроме того, компании могут отказаться от навязанных по соглашениям с РАО ЕЭС программ строительства новых мощностей инвестиций, упирая на резкий рост его стоимости, ограниченные возможности энергомашиностроения и строительно-монтажного комплекса. Наконец, в стране отсутствуют свободные объемы газа. Последнее - наиболее критично. Поставки отечественных энергомашиностроительных предприятий можно дополнять импортом. Возможно так же завозить рабочую силу из-за рубежа. Однако отсутствие топлива компенсировать невозможно. Второй блок Северо-Западной ТЭЦ-2 в Петербурге мощностью 450МВт, введенный в эксплуатацию еще в ноябре 2006 года, до сих пор простаивает - "Газпром" не может выделить необходимых лимитов природного газа. Похожая ситуация - с Калиниградской ТЭЦ-2. Наконец, генерирующие компании могут отказаться строить станции, на продукцию которых, по их мнению, не будет платежеспособного спроса. Первые ласточки уже есть - новое руководство "Мосэнерго" (собственник - "Газпром") объявило о существенно сокращении своей инвестпрограммы. В частности, компания отказалась от строительства Петровской ГРЭС мощностью 4 ГВт.
Что в таком случае может предпринять правительство, чтобы побудить контролирующих акционеров ТГК и ОГК, таких как E.ON, ENI, RWE, "Газпром", "Ренову", увеличивать предложение электроэнергии на рынок? Учитывая полное бессилие антимонопольных органов, кажется, что ничего. Однако отсутствие контроля за выполнением инвестпрограмм генерирующими компаниями не самая большая опасность. Логика их экономического поведения будет заключаться в поддержании дефицита мощностей для получения сверхприбыли. При этом правительство лишено механизмов, ограничивающих эту сверхприбыль. В этих условиях, говорить о создании значительных резервов генерирующих мощностей, которые окажут давление на цены на электроэнергию не приходиться.
Наиболее более реальным является сценарий стремительного роста цен на электроэнергию на фоне сохраняющихся дефицитов мощностей. Признаки его продемонстрировала скачкообразный рост цен в либерализованном секторе рынка в сентябре 2007 и январе 2008 годов. В сентябре 2007 года, в период дефицитов электроэнергии, вызванных выводом из эксплуатации энергоблоков в связи с ремонтной компанией, цена на спотовом рынке "сутки вперед" достигала 1,15 руб. за кВт.ч. (почти двукратное превышение регулируемого тарифа - 0,635 руб. за кВт. ч. для Москвы). В первые дни января 2008 года, в связи с задержками в заключение долгосрочных договоров на поставку электроэнергии по регулируемому тарифу, котировки на торговой площадке АТС достигали уровня 1,2 рубля за кВт.ч. при тарифе ФСТ в 0,79 рубля за кВт.ч. для Москвы (рост 50%).
Сегодняшнее соотношения спроса и предложения создает ситуацию, когда даже небольшое снижение объемов поставок электроэнергии вызывает взрывной рост цен. Специфика электроэнергия как товара такова, что потребитель вынужден, по крайней в течение определенного времени приобретать электроэнергию по любой цене. Электроэнергию невозможно хранить на складе, она потребляет в момент ее производства. В январе 2008 года на нерегулируемый рынок, вследствие задержки с подписанием договоров прямой поставки по регулируемой цене, был веден значительно больший объем поставок электроэнергии, чем это предусмотрено графиком либерализации энергорынка. Цена на нерегулируемом рынке превысили на 50% уровень регулируемых тарифов. Если исходить из этого индикатора, то прогнозируемый уровень роста цен в 2011 году по отношению к 2008 году для конечного промышленного потребителя составляет не 80% как прогнозирует Минэкономразвития, а 105% и более (если исходить из того, что тарифы сетевых компаний будут расти на уровне инфляции).
В сентябре 2007 года и январе 2008 года имело место только сокращение предложения. Если бы при этом одновременно вырос спрос, результатом стал бы кратный рост цены электроэнергии на либерализованном рынке, как это было в Калифорнии в 2001 году. В российских условиях этот сценарий наиболее вероятен для зимнего периода в условиях устойчивых морозов в Европейской части страны.
Еще один фактор роста цен на электроэнергию - запуск рынка мощности. Согласно утвержденной модели этого сектора энергорынка, мощность как товар отделяется от электроэнергии. На практике это будет означать, что на каждой точке присоединения к сетям Федеральной сетевой компании потребители будут участвовать в конкурсе, и победить в нем можно лишь предложив большую цену. Такой порядок будет со временем (к 2011 году согласно последним предложениям РАО ЕЭС) распространен не только на вновь вводимые генерирующие мощности и потребителей, но и на тех потребителей, что привыкли считать выделенные зачастую еще в советский период лимиты энергомощностей чем-то самим собой разумеющимся. В новых реалиях за эти мощности придется бороться - без контракта на мощность невозможно будет приобрести электроэнергию. В этих условиях неизбежно появление ситуаций, когда спекулянты, пользуясь инсайдерской информацией, будут взвинчивать цены и монополизировать доступ к отдельным точкам поставки электроэнергии, заставляя в конечном счете потребителя оплачивать электроэнергию по гораздо более высокой цене. Потенциал завышения цен в результате запуска рынка мощности на сегодняшний день даже приблизительно оценить не представляется возможным. Но то, что это произойдет, не может отрицать даже Минэкономразвития.
Что в итоге? Анатолий Чубайс за месяц до ликвидации РАО ЕЭС утверждает, что инвестпрограмма до 2012 года предусматривает строительство 40ГВт новых мощностей, вывод которых на рынок решит проблему дефицита мощностей и соответственно, роста цен на электроэнергию. Это абсолютно нереально. Как в силу объективных причин - не готовность к развертыванию строительства, состояние национального энергомашиностроения, строительно-монтажного комплекса и топливной базы. Так и субъективных - у новых собственников отсутствует мотивация к строительству новой генерации, принудить их к этому государству не удастся - нет рычагов в виде дееспособных ведомств и развитого антимонопольного законодательства. Минэкономразвития прогнозирует рост цен на электроэнергию к концу 2011 году не более чем на 80% по сравнению с 2008 году. Мы исходим из того, что цена на электроэнергию к 2011 году вырастет на 105% и более к текущему уровню. Ни о каких механизмах сдерживания роста цен на энергорынке сегодня говорить не приходится. Более того, в случае стремительно роста энергоптребления в пики морозов, например в Московском регионе. В силу катастрофичности последствий для экономики последствий такого сценария правительство должно создать механизмы, ограничивающие бесконтрольный рост цены.
(Уточнить у Редькина - что происходит на рынке в случае резкого роста цен согласно сегодняшним правилам. По какой цене осуществляются поставки в случае остановки торгов)
Что делать?
Что необходимо делать в сложившейся ситуации? Начнем с главного. Планируя гигантскую инвестиционную программу строительства 40ГВт новых генерирующх мощностей общей стоимостью 2 трлн руб. РАО ЕЭС исходит из прогноза роста потребления электроэнергии в 4-5% в год. Между тем в последние десять лет средний темп роста энергопотребления составлял около 2% - 2,4% в год. Причин полагать, что этот показатель изменится в ближайшие годы, нет. Тем более при росте тарифов на 80% в ближайшие три года. В 2007 году в России было произведено 1,016 трлн. кВт.ч. Рост производства составил 2%. Сохранение этих темпов означает что суммарный рост энергоптребления до 2012 года составит около 125 млрд. кВт.ч. Производство такого объема электроэнергии требует около 20ГВт новых мощностей. Однако получить их вполне возможно и без немедленного развертывания масштабного строительства новых энергоблоков. За счет чего?
Во-первых, сегодня коэффициент использования установленной мощности (КИУМ) в тепловой генерации на станциях с энергоблоками мощностью 150МВт и выше в среднем составляет 53%. При этом на крупнейших конденсационных станциях (производящих только электроэнергию), расположенных вокруг Москвы и С.-Петербурга КУИМ еще ниже.
Табл. 2.Станция | Регион | Мощность | КУИМ |
Шатурская ГРЭС | Московская область | 1,1ГВт | 51% |
Каширская ГРЭС | Московская область | 1,58 ГВт | 46,4% |
Черепетская ГРЭС | Тульская область | 1,425 ГВт | 26,1% |
Костромская ГРЭС | Костромская область | 3,6ГВт | 42,4% |
Конаковская ГРЭС | Тверская область | 2,4ГВт | 40,5% |
Рязанская ГРЭС | Рязанская область | 2,65ГВт | 35% |
Смоленская ГРЭС | Смоленская область | 0,63ГВт | 38% |
Киришская ГРЭС | Ленинградская область | 2,1ГВт | 36,1% |
Печорская ГРЭС | Республика Коми | 1,06ГВт | 39,3% |
Столь низкий КИУМ показывает существующие резервы генерирующих мощностей в этих регионах. Для сравнения, в Тюменском области КИУМ крупнейших станций составляет 80% и более.
Табл.3Станция | Регион | Мощность | КУИМ |
Сургутская ГРЭС-1 | Тюменская область | 3,28ГВт | 85,2% |
Сургутская ГРЭС-2 | Тюменская область | 4,8 ГВт | 81,8% |
Нижневартовская ГРЭС | ХМАО | 1,6ГВт | 83% |
Тюменская ТЭЦ-1 | Тюменская область | 0,42ГВт | 85,7% |
Тюменская ТЭЦ-2 | Тюменская область | 0,755ГВт | 82,8% |
КУИМ ГРЭС, расположенных в Московском регионе в среднем составляет 40%. Вывод КИУМ на уровень станций Тюменской области (80% и более) обеспечивает дополнительные мощности в объеме 5,4ГВт. Увеличение КУИМ на крупнейших станциях с энергоблоками мощностью от 0,15ГВт до 1,2ГВт с 53% даже до 65% даст дополнительную выработку электроэнергии в объеме 63 млрд. кВт.ч. в год.
Во-вторых, рост КУИМ российских АЭС с сегодняшних 77,7% до среднемирового КИУМ АЭС в 87% даст дополнительно еще 20 млрд кВт.ч. в год.
В-третьих, модернизация части крупных паросиловых блоков и переход на парагазовый цикл путем надстройки их газотурбинными блоками может обеспечить до 2020 года еще до 27ГВт мощностей (до 2012 г. - 5ГВт). Роста выработки - 135 млрд кВт.ч. до 2020 (27 млрд кВт.ч. до 2012).
Реализация только эти мероприятия даст к 2020 году увеличение годовой выработки электроэнергии почти на 220 млрд кВт.ч. При стоимости строительства парогазового блока мощностью 1 ГВт в $1,2 млрд стоимость реконструкции составит не более 50% этой суммы. Стоимость мероприятий по повышению КУИМ составит, по оценкам, не более 25% стоимости строительства нового блока. Таким образом, стоимость всей программы оценивается в $25 млрд, или 600 млрд руб. в текущих ценах. До 2012 года возможно увеличение выработки электроэнергии на 110 млрд. кВт.ч. в год. Стоимость программы - около $6 млрд.
Таким образом, потенциальный спрос на электроэнергии до 2012 года включительно может быть в основном удовлетворен за счет повышения КИУМ и модернизации существующих мощностей. Полученную "передышку" в четыре года правительство обязано использовать для запуска программы строительства новых мощностей. Время необходимо для "накачивания" ресурсами и новыми технологиями энергомашиностроительных компаний (в том числе за счет создания СП с западными произсодителями), реанимации строительно-монтажного комплекса, согласования планов развития генерирующих компаний и поставщиков топлива. Спасения энергомашиностроительного комплекса.
Сети
Таким образом общий объем инвестиций в генерацию, необходимых для обеспечение прогнозируемого спроса составляет около $5,1 млрд, из которых около $1 млрд. - государственные инвестиций. При этом, впрочем, стоит понимать, что повышение КУИМ атомных и тепловых электростанций невозможен без активного сетевого строительства. Именно развитие сетевой инфраструктуры позволит освободить "запертые" мощности, а так же обеспечить свободу маневра мощностям в условиях пиковых нагрузок. Инвестиции в инфраструктуру необходимы на уровне не менее ???.
Реальный рост расходов потребителей будут еще выше. Один из ключевых факторов роста цен на электроэнергию - расходы на подключение новые и увеличение действующих мощностей. Конкретный пример: кирпичный завод в г. Агрыз, Татарстан подал в местную энергоснабжающую организацию заявку на увеличение установленной мощности на 630 кВт. Энергетики установили цену за эту услугу в 11 млн рублей. При действующих в Татарстане тарифах на электроэнергию, это означает необходимость платить в течение пяти лет за потребленную новыми мощностями энергию почти на 30% больше по сравнению с установленным тарифов, или около $0,095 за кВт.ч. Напомним, в Нью-Йорке цена электроэнергии для местных коммерческих потребителей составляет $0,061 - $0,077 кВт.ч.. А вот пример другого рода. В одном из небольших населенных пунктов Истринского района Московской области в ответ на обращение хозяев нескольких строящихся домов выделить электрическую мощность, представители Московской объединенной электросетевой компании объявили, что от физических лиц МОЭСК не будет даже принимать заявку на подключение. Владельцы земли были вынуждены объединиться в некоммерческое партнерство, после чего МОЭСК получила возможность выставлять им тарифы и цены как юридическому лицу (за разработку электропроекта, установку трансформатора, создание местной электросети и т.п). Итог: за выделение мощности в 9 кВт каждому из владельцев участков необходимо заплатить около $15 000. При тарифе в Подмосковье для населения в $0,085 за кВт.ч такие расходы на подключение означают необходимость платить за электроэнергию в четыре раза выше, что сегодняшний официальный тариф.
В этих условиях правительство может пойти на снижение для инвесторов планки по вводам новых мощностей и одновременно должно стимулировать программы энергокомпаний, направленные на увеличение КИУМ и модернизацию существующих мощностей.
Вместе с тем, облегчая бремя "навязанных" чрезмерных инвестиций, правительство обязано разработать и запустить в действием механизм, который бы гарантированно удерживал цена на электроэнергию хотя бы в пределах заданного Минэкономразвития ценового коридора. Наиболее простым решение было введения по согласованию с участниками рынка максимально возможного предела повышения цен, по аналогии с бензиновым рынком, или рынком продуктов питания. Возможны и более сложные схемы.
Предупреждая возможные упреки в подрыве инвестиционной привлекательности отрасли, можно привести в пример опыт модернизации электроэнергии в Китае. В 1987 году, в прежде жесточайшим образом централизованной китайской энергетики был принято решение разрешить провинциям устанавливать цена на электроэнергию и гарантировать инвесторам возврат на капитал на менее 20%. За следующее десятилетие в энергетику КНР были привлечены инвестиции, из которых 14,5% составили иностранные. Стоит так же отметить, что Китай, в отличие от Великобритании или скандинавских стран (где прошли наиболее глубокие реформы по либерализации рынка электроэнергетики) решал не задачу удешевления для потребителя существующей генерации, а массированного строительства новых объектов. Именно поэтому логика преобразований в энергетике Китая предусматривала сперва запуск механизма привлечения инвестиций, создание избыточного предложения на рынке. А уже затем - его осторожная либерализация.
Именно такая последовательность действий в электроэнергетике необходима и в сегодняшней России. Полученную за счет модернизации существующих мощностей передышку в четыре года правительство обязано использовать для запуска программы строительства новых мощностей. Время необходимо для "накачивания" ресурсами и новыми технологиями энергомашиностроительных компаний (в том числе за счет создания СП с западными произсодителями), реанимации строительно-монтажного комплекса, согласования планов развития генерирующих компаний и поставщиков. Если в течение "модернизационной" паузы эти вопросы решены не будут, возможностей избежать энергошока уже действительно не будет.
В этой ситуации генерирующие компании, прежде всего, будут наращивать коэффициент использования установленной мощности уже построенных станций. Ведь строительство новых мощностей уже сегодня ведется исходя из цены $1500 - $2000 за кВт установленной мощности. А приобретались компании по цене около $650 за кВт. Модернизация и повышение КИУМ до уровней, близких к средним по Европе, обойдется в на порядок меньшие суммы, чем новое строительство. Более того, массированный ввод новой генерации будет способствовать снижению цены, а значит падению рентабельности производства электроэнергии. Исходя из этого, наиболее вероятным на ближайшие три-пять лет выглядит следующий сценарий развития ситуации на электроэнергетики европейской части России и Урала:
- немногочисленные новые вводы мощностей
- масштабная модернизация действующего оборудования (повышение КУИМ до 60%)
Такой алгоритм развития ситуации гарантирует новым владельцам генкомпаний максимальную рентабельность бизнеса.
