Анализ Опасностей и Оценка техногенного Риска

Наш опрос

Опыт крупных промышленных аварии в РФ (СШГЭС-09, Распадская-10, Кольская-11, Воркутинская-13)
Всего ответов: 285

читальный Дневник

Главная » 2018 » Июль » 5 » Чубайсовская реформа Энергосистемы РФ обеспечила "фактические среднегодовые темпы роста ВВП ... 1%
Чубайсовская реформа Энергосистемы РФ обеспечила "фактические среднегодовые темпы роста ВВП ... 1%
13:34

(Статья 2018) Чем закончилась реформа РАО ЕЭС


Главной целью реформы было обеспечение инвестиционного рывка
Е. Стецко / Ведомости https://www.vedomosti.ru/opinion/articles/2018/06/29/774143-reforma-rao-ees

Экс-председатель правления холдинга Анатолий Чубайс о том, как за 10 лет изменилась российская энергетика.

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.

Что получилось
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.

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.

Много или мало

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.


Как менялись тарифы


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%.


Энергореформа: Риски мнимые и реальные


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.


Аварий меньше, оборудования больше


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.


Эффекты реформы за пределами электроэнергетики


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.


Завершена ли реформа


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.


Что надо сделать


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.
Анатолий Чубайс.
28 июня 23:54 2018 год


А вот что заявлял Чубайс в 2008

vedomosti.ru https://www.vedomosti.ru/newspaper/articles/2008/06/30/jenergoreforma-riski-mnimye-i-realnye

 

(СТАТЬЯ 2008) Энергореформа: Риски мнимые и реальные

Ведомости

Одна из крупнейших в мире монополий – РАО «ЕЭС России» 30 июня 2008 г. завершит свою деятельность. Ее место займут электроэнергетические компании, созданные в ходе реформы электроэнергетики.

Главная цель, которую мы ставили перед собой еще в ходе обсуждения первых проектов реформирования, достигнута: сформирована прозрачная и понятная инвесторам структура отрасли, запущен рынок, гарантирующий эффективную загрузку мощностей, и самое главное – в отрасль пришли частные инвестиции. За полтора года российские и зарубежные частные инвесторы вложили в акции генерирующих компаний почти 1 трлн руб. Нам пришлось разворачивать процесс привлечения инвестиций уже в ходе самого реформирования, отвечая на стремительный рост спроса на электроэнергию. Если в 2001–2005 гг. этот показатель составлял в среднем 1,7%, то за последние 2 года и 5 месяцев – уже 3,7%. В период с января по май 2008 г., несмотря на относительно теплую погоду, спрос на электроэнергию увеличился на 4,5%. И по нашим расчетам, основанным на анализе инвестиционных процессов в экономике с учетом регионального среза, говорить о снижении спроса на электроэнергию, по крайней мере в ближайшие 5–7 лет, не приходится. Для адекватного ответа на растущий спрос разработана детальная инвестиционная программа электроэнергетики на 2008–2012 гг. Согласно этому документу в течение пяти лет в развитие отрасли будет вложено 4,3 трлн руб., в том числе в строительство 43 000 МВт новых электростанций – 1,798 трлн руб.

Получить аналогичный по объему финансовый ресурс ни за счет средств федерального бюджета, ни за счет кратного повышения тарифов без драматических макроэкономических, да и социально-политических последствий было бы невозможно. Сегодня можно с уверенностью сказать: отказ от проведения реформы в электроэнергетике России означал бы не только торможение экономического развития страны, но и создавал бы серьезные социальные, а возможно, и политические риски.

Впрочем, говорить о завершении реформы сегодня было бы преждевременно: существует целый ряд важных для функционирования отрасли подсистем, которые только должны заработать в ближайшем будущем. Поэтому так важно оценить активно обсуждаемые сегодня риски в электроэнергетике после завершения реструктуризации и отделить мнимые от реальных.

Больше всего опасений в экспертном сообществе вызывает возможный отказ властей от графика либерализации рынка электроэнергии. На мой взгляд, этот риск хотя и нельзя полностью исключить, но следует отнести к числу маловероятных. Известно, что темпы либерализации цен на электроэнергию закреплены постановлением правительства РФ и федеральным законом «Об электроэнергетике». Согласован всеми министерствами и ведомствами и внесен в правительство проект постановления по запуску с 1 июля переходной модели рынка мощности, которая будет действовать до 2012 г. Думаю, что к концу года стоит ожидать и утверждения механизма целевого рынка мощности. Эти документы тесно увязаны с графиком либерализации рынка электроэнергии и вместе создают для инвесторов гарантии окупаемости вложенных средств.

Существуют и практические механизмы хеджирования этого риска. Например, в договорах на предоставление мощности пересмотр государством графика либерализации рассматривается как форс-мажор. В этом случае с инвестора снимаются обязательства по строительству и вводу новых мощностей. И таким образом, отказ от либерализации рынка электроэнергии фактически означал бы и отказ от инвестиций в отрасль в условиях быстро растущего спроса на электроэнергию со всеми понятными последствиями.

Экспертное сообщество беспокоит активность «Газпрома» по приобретению электроэнергетических активов. Инициативу по объединению электростанций, принадлежащих газовой монополии и угольной компании ОАО «СУЭК», окрестили едва ли не заменой монополии РАО ЕЭС на монополию «Газпрома». Похоже, эта идея не будет реализована, однако в любом случае нельзя забывать, что диспетчирование, магистральные и распределительные сети в России отделены от генерации. Это фундаментальное структурное решение лежит в основе реформы и не позволит не только «Газпрому», но и любой другой компании воспроизвести структуру РАО «ЕЭС России», т. е. воссоздать монополию в электроэнергетике.

Высказываются также опасения потенциальной возможности для «Газпрома» манипулировать поставками газа, чтобы обеспечить привилегированное положение «своим» электростанциям. В отличие от предыдущего этот риск гораздо более вероятен, и для его преодоления правительству и ФАС придется применить новые, уже разработанные и законодательно закрепленные полномочия. Для этого потребуется и создание новых компетенций в ФАС, и реальная поддержка правительства.

Существуют сомнения, что новые собственники, пришедшие в генерирующие компании, реализуют разработанную РАО ЕЭС инвестиционную программу.

Думаю, что значение этого риска сильно преувеличено. Инвестор, заплативший за долю в ОГК или ТГК десятки миллиардов рублей, заинтересован в развитии компании. В условиях растущего энергопотребления другого способа, кроме как строить новые электростанции, и желательно эффективнее, чем у конкурентов, не существует. Кроме того, обязательства инвестора закреплены договорами на поставку мощности. Согласно этому документу инвестор должен в установленный срок ввести в эксплуатацию определенный объем генерирующей мощности. Иначе – штраф в размере до 25% от капитальных вложений по проекту. Договор на технологическое присоединение генерации к сетям аналогичным образом гарантирует реализацию инвестиционных проектов ФСК и выдачу мощности построенной станции в единую энергосистему. Не стоит забывать, что в большинстве ОГК и ТГК реализация инвестиционных проектов уже идет полным ходом, по многим подписаны договоры EPC- или EPCM-подряда, заказано оборудование, проведено от 10 до 100% авансовых платежей. Тем не менее инвестпрограмма в энергетике не может быть реализована «сама собой», она потребует полноценного и постоянного контроля со стороны правительства, которое должно будет осуществлять эту функцию, не нарушая базовых принципов уже функционирующей рыночной энергетики.

«Разрушение уникальной единой энергетической системы страны», «потеря государственного контроля за электроэнергетикой», «снижение управляемости отраслью» – именно такие упреки продолжают звучать в адрес команды реформаторов со стороны противников преобразований.

Думаю, что и эти опасения преувеличены. Государство не просто сохранило, но и упрочило свои позиции в инфраструктурных сегментах энергетики – распределительном и магистральном сетевом комплексе и диспетчерском управлении. Часто забывают, что именно реформа позволила в этих секторах обеспечить реальную консолидацию активов и создать компании, поставленные под контроль государства. В холдинге МРСК ему принадлежит 52% акций, в ФСК – свыше 75% акций, а в «Системном операторе» – все 100%. Совсем не случайным является тот факт, что создание ФСК и «Системного оператора» в процессе реформы предшествовало началу разделения АО-энерго. Новая структура управления отраслью, сочетающая элементы государственного контроля и саморегулирования, дополненная рынком и частной собственностью, – залог устойчивости электроэнергетики и эффективного ее развития. Разумеется, новая рыночная система в отрасли не застрахована от ошибок, особенно на первом этапе работы. Но молодость, как известно, тот порок, который очень быстро лечится возрастом.

Более сложная задача – сохранение целостности единой энергетической системы как единого технологического комплекса. На развернувшемся этапе бурного развития электроэнергетики она потребует постоянного внимания и со стороны государства, и со стороны рынка. Но и здесь уже создан и работает целый комплекс механизмов – договоры на предоставление мощности, договоры на присоединение генерации к сетям, – призванных решить эту проблему рыночными инструментами.

А вот среди серьезных рисков я бы выделил проблему перекрестного субсидирования (субсидирование розничных тарифов через тарифы для промышленности). Ее масштаб оценивается в 120 млрд руб. в год. Ни одно из решений правительства, направленных на прекращение этой практики, за последние 10 лет не было выполнено. В результате вся конструкция розничного рынка, где сегодня и сосредоточена «перекрестка», является неполноценной – искусственно заниженные тарифы для населения и завышенные тарифы для промышленности вынудили нас создать специальный институт гарантирующего поставщика, который, в свою очередь, исключает свободную конкуренцию. А ведь именно на розничном рынке приобретают электроэнергию 99% потребителей. «Недореформирование» в этой сфере может привести к системным конфликтам между распределительными сетями и сбытовыми компаниями. Здесь от правительства потребуется и крупное стратегическое решение по реальному устранению «перекрестки», и набор специальных тактических мер по удержанию ситуации в течение 3–4 лет до его реализации.

Только в самое последнее время началось обсуждение значительного повышения стоимости вводимого мегаватта мощности. А между тем этот риск – назовем его ценовым – следует отнести к числу наиболее серьезных. Причины его появления связаны с совпадением по времени трех разных процессов. Во-первых, сам запуск масштабной инвестиционной программы в российской электроэнергетике, создав колоссальный новый спрос на оборудование, не мог не повлиять на его цены. Во-вторых, именно в последние три года, независимо от России, в мире произошел рост цен вводимого мегаватта в 1,8–2 раза. В-третьих, разворачивание российской энергетической инвестпрограммы совпало с мировыми финансовыми потрясениями, которые уже сказались на доступности и цене привлекаемых долгосрочных кредитов. Думаю, впереди нас в России ждет ужесточение экологического законодательства и введение новых дорогостоящих требований, связанных с контролем за эмиссией углекислого газа. Заметим, что все названные факторы не имеют отношения к самой реформе, энергетике пришлось бы их ощутить при любом варианте развития событий. Однако все это потребует значительного увеличения объема средств, направляемых на реализацию инвестиционных проектов, а значит, в конечном счете и цены киловатт часа для конечного потребителя.

Что делать? Ответ на этот вопрос дает сама реформа электроэнергетики. У рынка есть фундаментальное свойство – он позволяет справедливо распределить дополнительные затраты между потребителем и поставщиком. Не менее важно, что благодаря реформе появилась и будет развиваться реальная конкуренция, которой в электроэнергетике никогда не было. Она также будет сдерживать рост цен. В регулировании процессов такого масштаба следует поучаствовать и государству, однако в наших реалиях надо понимать, что вероятность его ошибочных действий сопоставима с вероятностью успешных.

Конечно, в короткой статье невозможно описать все потенциальные риски. Не надо думать, что уже сейчас мы полностью представляем их полный перечень. В преобразованиях такого масштаба окончательные последствия, как и окончательные оценки, можно делать лишь спустя 3–5 лет после их завершения. Сейчас можно спорить о природе этих рисков, вероятности возникновения и масштабах воздействия на функционирование целевой модели электроэнергетики. Бесспорно одно – риски реформированной электроэнергетики ни в какое сравнение не идут с тем полномасштабным кризисом, с которым пришлось бы столкнуться отрасли да и стране в целом без преобразований. Осуществленная в России реформа доказала работоспособность фундаментальных рыночных ценностей даже в такой технологически сложной, социально чувствительной, экономически значимой и политически острой отрасли, какой является электроэнергетика.

 
Просмотров: 12 | Добавил: safety

Форма входа

Календарь

«  Июль 2018  »
ПнВтСрЧтПтСбВс
      1
2345678
9101112131415
16171819202122
23242526272829
3031

Поиск

Друзья сайта

Статистика


Онлайн всего: 1
Гостей: 1
Пользователей: 0