Дискуссии о проводимой в РАО «ЕЭС России» реструктуризации, общественных ожиданиях в преддверии ликвидации энергетической монополии, о будущем тренде энерготарифов становятся особенно актуальными перед предстоящим трансфертом власти, по странному стечению обстоятельств, совпадающему с упразднением РАО. К тому же горячие дни последней декады мая заставили вновь вернуться к теме энергетических аварий — в те дни было принято решение ограничить энергопотребление предприятий по аналогии с зимним энергорежимом.
Вспоминая аварию на подстанции «Чагино» 25 мая 2005 года, упомянем энергетический кризис в США, разразившийся 14 августа 2003 г., в результате которого в течение нескольких дней приблизительно четверть населения Северо-востока США и часть населения Канады столкнулись с перебоями электроэнергии. На следующий день после американской аварии А. Чубайс заявил, что «в России столь масштабных энергосбоев не было и быть не может… Базовым принципом проводимой в России реформы электроэнергетики является именно обеспечение надежной, безаварийной работы отрасли». А.Евстафьев, бывший в то время генеральным директором ОАО «Мосэнерго», подтвердил слова шефа: «В московском регионе масштабные отключения электроэнергии исключены… Мосэнерго обладает генерирующими мощностями, которые позволяют в случае ЧП переключать потребителей электро- и теплоэнергии на другие источники».
Диссонансом с этими высказываниями прозвучало мнение бывшего заместителя министра энергетики В. В. Кудрявого: «Когда начались реформы в электроэнергетике, мы боялись, что будут потеряны принципы надежности. Так и получилось… Три года назад (в 2000 г.) была авария, какой не случалось 50 лет — оказались погашены Уральская, Челябинская, Курганская энергосистемы. В эту зиму (2002/2003 гг.) был подъем нагрузки — это естественная зимняя ситуация, и вдруг один из самых тяжелых и ответственных регионов — Якутия вместе со столицей — с городами, где около 800 котельных, при температуре минус 50 была аварийно отключена от электроэнергии. Крупная авария, не имеющая аналогов, произошла в Кашире… Так что просто непрофессионально говорить, что у нас невозможно то, что произошло в Америке». Авария энергосистемы московского региона 25 мая 2005 года это подтвердила.
Данная статья ни в коем случае не претендует на масштабное исследование особенностей бизнеса руководства РАО и его кураторов. Попытаемся лишь немного приоткрыть завесу над тем, что творится в энергомонополии. Но прежде — о зарубежном опыте реформирования электроэнергетики.
Цивилизованный опыт реструктуризации
Реструктуризация энергетических отраслей — весьма распространенное явление в зарубежной электроэнергетике 1990-х годов. Проблемы, с которыми столкнулись энергосистемы разных стран, были схожими, приблизительно одинаковыми стали механизмы их решения.
Австралия. Реформа электроэнергетики, проведенная в Австралии в 1991—1997 годах, преследовала цель создания конкурентного рынка электроэнергии взамен поставок вертикально интегрированных муниципальных предприятий, обеспечивавших электроэнергией отдельные штаты и практически не торговавших избыточной продукцией. Для координации Национального энергетического рынка (NEM) в 1997 г. правительствами пяти австралийских штатов была создана национальная компания по управлению энергетическим рынком (NEMMCO), в обязанности которой входит повседневное управление энергетической системой (непрерывное поддержание баланса между производством и потреблением) и оптовым спотовым рынком.
Целями создания NEM стали переход к конкурентному ценообразованию для снижения цен на электроэнергию, а также привлечение частного капитала для развития отрасли и покрытия постоянно растущих потребностей в электроэнергии. Обратите внимание на порядок перечисления целей: сначала снижение цен на электроэнергию и только потом привлечение инвестиций. В ходе реформы вертикально интегрированные компании были разделены по видам деятельности (генерации, передаче, распределению и поставке электроэнергии), обеспечен доступ участников рынка к передающим и распределительным сетям, потребителям предоставлено право выбора поставщика, созданы условия торговли между штатами, выработаны единые правила регулирования, включенные в Национальный электроэнергетический кодекс. Сегодня австралийские сетевые компании в Австралии являются рыночными и подразделяются на два вида: регулируемые (принадлежащие государству) и нерегулируемые (частные).
Великобритания. К началу реформы электроэнергетики, проведенной правительством М. Тэтчер, энергетическая отрасль страны представляла собой государственную монопольную структуру, все генерирующие мощности и передающие сети которой входили в состав Центрального агентства по производству электроэнергии (CEGB), подчинявшегося вместе с 12 региональными энергетическими агентствами Департаменту энергетики, регулировавшему тарифы на электрическую и тепловую энергию.
Законодательной основой реформирования стал принятый в 1989 году «Закон об электроэнергетике», основными положениями которого стали:
— в области государственного регулирования — учреждение независимого регулятора рынка, Агентства по регулированию электроэнергетики (OFFER), объединенного в 1988 году с регулятором по газу и получившего название OFGEM (Office of Gas and Electricity Markets);
— в области генерации — создание на базе генерирующих мощностей CEGB трех генерирующих компаний (National Power, Power Gen, Nuclear Electric), в совокупности обеспечивающих до 90% всех поставок электроэнергии (остальной объем электроэнергии поставляется независимыми поставщиками, а также импортируется из Франции и Шотландии). National Power и Power Gen к концу 1999 года были приватизированы;
— в области передачи электроэнергии — создание на базе передающих сетей CEGB Национальной сетевой компании (National Grid Company), также приватизированной в 1995 году;
— в области распределения электроэнергии — создание на базе 12 территориальных энергетических агентств 12 региональных энергетических компаний (РЭК), в дальнейшем приватизированных. В настоящее время 12 РЭК являются вертикально интегрированными компаниями, приобретая или возводя новые электростанции.
А теперь внимание. В результате проведенной реформы повысилась эффективность эксплуатации станций и использования топлива — за период с 1990 по 1995 годы мощности в отрасли сократились на 7,5%, однако выработка электроэнергии выросла на 3,1%. Чистый доход NGC (Национальной сетевой компании) и 12 региональных сбытовых компаний в период 1992—1996 годов возрос более чем на 50%, резко ускорился рост производительности труда. Потребительские цены на электроэнергию снизились в результате либерализации рынка на 20%. Кроме того, в структуре себестоимости электроэнергии значительно снизились топливные издержки: во-первых, уменьшилась стоимость угля, во-вторых, изменилась структура использования топлива — отрасль переключилась с угля на газ.
США. Калифорния. Основной причиной реформы электроэнергетики Калифорнии стала высокая стоимость электроэнергии. К моменту начала реформы в 1996 году в области производства и поставок электроэнергии в штате действовали три крупные вертикально-интегрированные частные компании (Pacific Gas&Electric, Southern California Edison, San Diego Gas&Electric), которые производили и поставляли две трети энергии. Ключевыми моментами реформы стали отделение производства электроэнергии от ее передачи, обязательная продажа генерирующих мощностей трех энергетических монополистов независимым производителям электроэнергии с обязанностью последних в течение двух лет вырабатывать и продавать на бирже определенный объем электроэнергии; учреждение некоммерческого Независимого системного оператора (ISO), а также энергетической биржи Cal—PX, созданной в форме государственной некоммерческой организации для торговли электроэнергией «за день вперед» и «за час вперед». Потребители получили право самостоятельно выбирать поставщика.
Впрочем, реформа калифорнийской электроэнергетики не смогла воспрепятствовать энергетическому кризису летом 2000 года. Причинами того кризиса стали жаркое засушливое лето, приведшее к резкому всплеску потребления с одной стороны, и снижению выработки электроэнергии на ГЭС с другой, недостаток генерирующих мощностей внутри штата, общий подъем экономики, и, конечно же, организационная неразбериха в управлении энергохозяйством. Негативную роль сыграла установленная с благими намерениями «вилка» между директивно зафиксированными розничными тарифами и свободными ценами на оптовом рынке.
Скандинавский рынок электроэнергии. Скандинавский рынок электроэнергии объединяет рынки Дании, Норвегии, Финляндии и Швеции. Состав генерирующих мощностей по странам существенно отличается друг от друга: в Дании основной объем электроэнергии вырабатывается на ТЭС, в Норвегии весь объем генерируется ГЭС, в Финляндии и Швеции распределение мощностей более равномерно. Для сглаживания диспропорций четыре страны в 1990-х годах начали создание объединенного рынка электроэнергии скандинавских стран, окончательно сформировавшегося в 2000 году. Единый орган управления рынком получил название Передающий Системный Оператор (Transmission System Operator — TSO), в который были включены пять национальных операторов (от Дании — два оператора), а координирующий межгосударственный орган получил название Nordel.
Отличительной особенностью скандинавского рынка стало предоставление открытого доступа всех желающих к электрическим сетям на основе тарифа на передачу, получившего название «по точке подключения» с возможностью выбора поставщика. Этот тариф не зависит от местоположения партнеров по договору купли-продажи электроэнергии, трансграничные поставки осуществляются без уплаты таможенных тарифов, участник рынка получает доступ ко всем электрическим сетям, входящим в объединенный рынок электроэнергии.
Российская новь
Объективно говоря, в целом реформа российской электроэнергетики разработана по мировым образцам. Выделенные в результате реструктуризации компании представляют собой предприятия, специализирующиеся на конкретных видах деятельности: магистральные сети находятся под контролем Федеральной сетевой компании (ФСК), распределительные сети интегрированы в межрегиональные распределительные сетевые компании (МРСК), функции и активы региональных диспетчерских управлений переданы Системному оператору, действующему в масштабах всей России. Активы генерации объединены в межрегиональные компании двух видов: экстерриториальные генерирующие компании оптового рынка, специализирующиеся на производстве электрической энергии (ОГК) с сопоставимыми мощностями, стоимостью активов, средней величине износа оборудования, и территориальные генерирующие компании (ТГК), в которые входят главным образом теплоэлектроцентрали (ТЭЦ) соседних регионов, производящие как электрическую, так и тепловую энергию. В 2006 году процесс формирования новой целевой структуры вошел в завершающую стадию: были одобрены проекты реформирования 70 из 71 АО-энерго, закончено формирование всех шести ОГК, на базе реорганизованных АО-энерго созданы 55 из запланированных 56 магистральных сетевых компаний.
На первый взгляд, действия по реформированию соответствуют мировому опыту. Однако наиболее существенным расхождением проводимой реструктуризации является целеполагание: во главу угла поставлены вопросы оптимизации финансовых потоков и привлечения инвестиций, а не решение проблемы роста тарифов. «Оптимизация финансовых потоков» привела к чагинской аварии, после которой Чубайс признал, что менеджмент РАО «ЕЭС России» «ошибался»: «Мы ошибались, и сам факт аварии это показал». Привлечение инвестиций тормозится целым рядом факторов, главными из которых являются институциональное несовершенство российской правовой системы, непрозрачная структура собственности энергокомпаний, поспешность в проведении реформы, необоснованное завышение издержек, отсутствие гарантий возврата капиталовложений.
В РАО считают, что инвестиционная составляющая в тарифах недостаточна даже для простого воспроизводства электроэнергии, однако расчеты, приведенные ниже, показывают, что величина завышения затрат в тарифах составляет не меньше 20% (без учета топливных накруток), поэтому снижение финансирования затрат могло бы соразмерно увеличить часть тарифа, предназначенную для инвестиционных вложений. О топливе для выработки энергии отдельный разговор: система закупок непрозрачна, рынок энергоносителей внутри России отсутствует, стороны договариваются о ценах кулуарно, используя визирование федеральных регулирующих органов как необходимый элемент верификации договоренностей. Вывод прост — действующая система стимулирования, регулирования и контроля генерирующих и энергоснабжающих предприятий неэффективна.
Немного о тарифах
Сегодня тарифы на электроэнергию считаются на основе «Методических указаний по расчету регулируемых тарифов и цен на электрическую (тепловую) энергию на розничном (потребительском) рынке», утвержденных Приказом Федеральной службы по тарифам (ФСТ) от 6 августа 2004 г. № 20-э/2. Согласно Методическим указаниям формирование тарифов на поставляемую электроэнергию осуществляется исходя из принципа обязательного раздельного учета организациями, осуществляющими регулируемую деятельность, объемов продукции, доходов и расходов по производству, передаче и сбыту энергии, а основным методом расчета тарифов является метод экономически обоснованных расходов. Так что особое внимание в тарифной политике уделяется именно издержкам энергопередающих и энергосбытовых компаний. (Впрочем, издержки — любимое место в расчетах всех прибыльных предприятий. Особенно быстро издержки возрастают после IPO: в среднем по компаниям, проведшим IPO в 2006 году, они возросли в 2,5 раза).
Издержки состоят из постоянных издержек, величина которых не меняется от объема или мощности передаваемой электроэнергии, и переменных издержек, которые становятся существенными только в том случае, если энергоснабжающие компании докупают недостающую энергию при перегрузках. В свою очередь, постоянные издержки включают затраты на приобретение топлива, оплату труда, расходы на проведение ремонтных работ и другие расходы, нормативы которых устанавливаются в соответствии с действующим законодательством, а также ФСТ.
Практически у всех российских АО-энерго статьями расходов, по которым зафиксировано необоснованное превышение фактических расходов надо нормативными, являются расходы на оплату труда, связанные с ними отчисления на социальное налогообложение, расходы на выполнение ремонтных работ, работ и услуг производственного характера, а также социальные денежные выплаты (дивиденды, материальная и социальная помощь и прочие).
Возьмем в качестве примера три АО-энерго, расположенные в центральной части России. Только по официальным данным, превышение заявленных расходов над фактическими в 2007 году составляет в среднем от 8 до 13%. Например, в первом АО-энерго основными статьями необоснованных расходов стали работы и услуги производственного характера (превышение на 71,3 млн. рублей), расходы на оплату труда (превышение на 29,2 млн. рублей), расходы на вспомогательные материалы (превышение на 19,9 млн. рублей). Другие затраты, относимые на себестоимость продукции превышены на 119,8 млн. рублей.
Во втором АО-энерго основное превышение ожидаемых расходов относительно утвержденных в тарифе на 2007 год происходит по расходам на выполнение ремонтных работ (превышение 138,0 млн. рублей), по амортизационным отчислениям (превышение на 125,4 млн. рублей), по расходам на вспомогательные материалы (превышение на 19, 9 млн. рублей).
Смета расходов третьего АО-энерго на 2007 год предполагает расходы на услуги производственного характера в размере 320,0 млн. рублей, в то же время экономически обоснованные расходы по этой статье меньше заявленных на 141,8 млн. рублей. Необоснованно увеличены расходы на капитальные вложения производственного характера, на социальные выплаты и даже на страхование.
Любопытен рост затрат на услуги ОАО «ФСК ЕЭС», 100%-й «дочки» РАО «ЕЭС России». По трем АО-энерго стоимость услуг этой организации в 2005—2007 годах в среднем вырастет почти в 16 раз, например, по первому АО-энерго с 35,4 млн. рублей до 494,6 млн. рублей, а по третьему — с 17,5 млн. до 308,9 млн. рублей.
Во всех АО-энерго год от года в разы растет плата за консультационные услуги МРСК, возрастают расходы на приобретение у рекомендованных РАО поставщиков программного обеспечения, увеличиваются затраты на лизинговые операции.
И это только по трем АО-энерго из 56.
Простейшие меры по оптимизации расходов моментально приведут к снижению затрат по каждому АО-энерго минимум на 20—30%, без учета неконтролируемых затрат на топливо.
Что это значит? Это значит, что все разговоры о недостатке инвестиционных поступлений в отрасль — блеф. Инвестиции сидят в затратах на производство, передачу и сбыт электроэнергии. Дальнейший путь этих денег известен. Все ноу-хау «эффективного менеджмента» заключается в затыкании реальными деньгами фантомных финансовых брешей. Если во всем мире воруют с прибыли, а у нас с инвестиций, то в энергетическом холдинге научились воровать отовсюду: и из прибыли, и с инвестиций. Умеют же люди!
