Одна из ключевых проблем взаимоотношений власти и бизнеса связана с поисками взаимовыгодного компромисса между государственными и коммерческими интересами. Если власти намерены привлечь частные инвестиции для решения государственных задач, то им необходимо создать для бизнеса такие стимулы, которые бы сделали для него коммерчески привлекательным финансирование этих проектов. Применение, однако, на практике этой известной и достаточно простой формулы дается всегда сложно. Это хорошо заметно на примере электроэнергетики.
Ключевые проблемы - износ основных фондов (примерно на уровне 60%), использование устаревшего оборудования и технологий, высокая энергоемкость, минимальные объемы ввода новых мощностей. Решение этих проблем, безусловно, является государственной задачей - на деле же получилось так, что государство на долгое время практически устранилось от них и лишь сейчас снова обратило свое внимание.
Вопросами электроэнергетики с 2000 года занимались люди, которые стремились свести к минимуму участие государства в этой отрасли. В ходе проводимой ими реформы, как известно, произошло разделение на монопольные и конкурентные виды деятельности. Первые оставались в собственности государства, вторые подлежали приватизации. К конкурентным видам деятельности была отнесена электрогенерация (кроме атомной и большей части гидрогенерации) - сектор, требующий наиболее масштабных инвестиций. По замыслу идеологов реформы, именно "частник" должен был обеспечить их приток. Бывшим руководством РАО "ЕЭС России" была разработана амбициозная инвестиционная стратегия, которая задавала целевой ввод новой генерации 177 ГВт в период 2007-2020 годов. Ввод 120 ГВт предполагался на объектах частных генерирующих компаний с оцениваемым объемом инвестиций более 180 млрд долларов. При этом открытым оставался вопрос - откуда "частник" возьмет средства на реализацию данных проектов. Объем целевых инвестиционных средств, привлеченных в ходе допэмиссии, дал "частникам" не более 30 млрд долларов. Вопрос остальных средств повис в воздухе. В результате в прошлом году из запланированных для генерирующих компаний к строительству 4,3 ГВт мощностей было введено только 1 ГВт.
В этой ситуации наиболее "примерным" инвестором, обеспечившим в 2008 году 90% всех вводов новых мощностей, а в 2009 году - порядка 50%, стал "Газпром". Крупнейшая российская корпорация сумела изыскать средства на реализацию инвестпрограммы. В числе других компаний - собственников генерирующих активов, отмеченных Владимиром Путиным на совещании в Хакасии 24 февраля как пример добросовестного исполнения инвестиционных обязательств, также превалируют крупные компании ("Интер РАО", "РЖД"), которые, как и "Газпром", находятся под государственным контролем.
Получается, что модернизацией энергетических мощностей вопреки идеологии реформаторов в основном занимается государство, только опосредованно - через государственные компании, которые сейчас реализуют инвестпроекты без твердых гарантий их окупаемости. Но дальнейшее развитие электрогенерации, требующее масштабного финансирования, ставит и государственные компании в затруднительное положение, поскольку остается нерешенным вопрос о механизме компенсации понесенных инвесторами затрат.
Решить этот вопрос призвано постановление правительства РФ о долгосрочном рынке мощностей, подписанное в феврале этого года Владимиром Путиным. Принятие этого документа само по себе имеет огромное значение для развития электроэнергетики. Но заложенные в нем параметры вызывают некоторые вопросы.
Главный вопрос - окупаемость проектов по строительству новых мощностей. В рамках постановления до 1 сентября текущего года должен быть проведен первый, уже долгосрочный конкурентный отбор мощности (КОМ) на поставку мощности с 2011 года, а до 1 марта 2011 года - еще 4 долгосрочных КОМа на поставку мощности с 2012, 2013, 2014 и 2015 годов. Потом такие аукционы должны проходить ежегодно до 1 декабря и определить ту цену на мощность, которую получат энергетики через четыре года. Также устанавливается предельный размер платы за мощность (price-cap), который будет индексироваться в соответствии с инфляцией. Заявка поставщика не должна превышать этот потолок.
Поставщикам, выбранным по результатам КОМ, гарантируется востребованность их мощности покупателями в период, на который они были отобраны. Для тепловых электростанций этот период составляет 10 лет, для ГЭС и АЭС - от 10 до 30 лет. Причем постановление предписывает, что обязательной покупке на оптовом рынке в рамках организованной системы договоров подлежит мощность генерирующих объектов, строящихся в рамках ДПМ (договоров на поставку мощности). То есть тех, которые генерирующие компании обязаны были построить, следуя инвестиционной стратегии РАО ЕЭС. Кроме того, как заявил Владимир Путин, для этих объектов предусматриваются более комфортные условия в ценовом плане.
Но не стоит забывать, что объекты, строящиеся по ДПМ, составляют не более четверти от всего объема мощности российской электроэнергетики. В то время как модернизировать требуется примерно две трети от этого объема. Интерес же инвесторов к реализации не только "обязательной программы", но и "произвольной" постановление стимулирует пока достаточно слабо.
Сейчас существует примерно трех-четырехкратный разрыв за 1 МВт/месяц в экономически обоснованной оплате старой и новой мощностей.
Определяемый НП "Совет рынка" price-cap будет, по словам его руководителя Дмитрия Пономарева, составлять в 2011-2013 годах для первой ценовой зоны (Европа - Урал) порядка 150 тысяч рублей за 1МВт/месяц. Это примерно соответствует нынешней экономически обоснованной стоимости старой мощности. В дальнейшем предлагается установить price-cap на восемь лет, чтобы дать возможность окупить проекты, связанные с модернизацией. Но критерии, по каким он будет устанавливаться, неясны. Зато ясно, что и к 2013, и к 2015 годам сохранится кратный разрыв между стоимостью старой и новой мощностей. Поэтому собственнику генерирующей компании будет интереснее "до упора" эксплуатировать старую мощность, нежели строить новую.
Более рациональным в этой ситуации представляется вариант, когда предельный размер оплаты старой мощности будет примерно равен минимальному размеру платы за новую мощность. Инвестор в этой ситуации уже оказывается перед выбором: вложить средства в новые мощности, зная, что они окупятся за счет большей экономической эффективности новых энергоблоков, либо продолжать использовать старые, но тем самым терять свои позиции на рынке. Выбор стратегического инвестора, который пришел в электроэнергетику всерьез и надолго, при таком раскладе очевиден.
Понятно, что определение цены мощности - есть материя тонкая, и не одно копье еще будет сломано по данному вопросу, поскольку необходимо учитывать и позицию потребителей, имеющих естественную заинтересованность платить как можно меньше за мощность. Правда, и потребителям не стоит забывать о преимуществах технологически новой генерации.
В настоящее время российская электроэнергетика стоит перед выбором, и от решений, принятых органами власти, будет зависеть достижение искомого компромисса между государственными задачами (масштабная модернизация энергосистемы) и коммерческим интересом собственников генерирующих компаний.
Похожая ситуация наблюдается и в теплоэнергетике. Созданная в советское время мощная и разветвленная система теплоснабжения в настоящее время пребывает в состоянии упадка. Более половины объектов коммунального теплоснабжения требуют замены. Износ тепловых сетей достиг 82% от их общей протяженности. Тепловые потери в трубопроводах магистральных тепловых сетей составляют около 10-11% от произведенной энергии, а суммарные потери с учетом распределительных сетей - до 30%.
Можно выделить несколько конкретных решений, позволяющих добиться большей энергоэффективности в теплоэнергетике: увеличение доли комбинированной выработки электроэнергии и тепла, замена старых установок мощности на новые с большим уровнем КПД, масштабная замена теплосетей, использование более эффективного и экологичного топлива (природный и сжиженный газ).
В российской теплоэнергетике пока известно не много примеров, когда бы проведение комплексных мероприятий по модернизации дало "на выходе" энергосберегающий эффект. Один из них - в Северной столице, где компания "Петербургтеплоэнерго" в течение трех лет реализовала масштабный проект по строительству и реконструкции котельных и тепловых сетей в Курортном районе. На смену 56 котельным (большей частью угольным и мазутным) с КПД от 30 до 70%, пришло аналогичное количество газовых котельных с КПД свыше 90%. Кроме того, в результате замены тепловых сетей и строительства новых удалось снизить потери при распределении тепла с 15-17% до 3%. Результат впечатляющий, если только не забывать, что "Петербургтеплоэнерго" является "газпромовской" компанией, что позволило ей привлечь за короткий срок более 6 млрд рублей инвестиций в свой проект. Другие собственники теплоэнергетических активов, коих подавляющее большинство, имеют гораздо более скромные финансовые возможности. Но главная проблема в другом - на сегодняшний день отсутствуют условия, позволяющие предприятиям теплоэнергетики "отбить" затраченные инвестиции на модернизацию мощностей по производству и передаче тепла.
Все в итоге упирается в систему действующих тарифов на производство и передачу тепловой энергии. Дело не только в том, что в большинстве случаев они покрывают не более 80% расходов предприятий на производство услуг. Требуется пересмотр тарифов.
Как показывает зарубежный опыт, применение метода RAB (от англ. Regulatory Asset Base) позволяет запустить процесс инвестирования без кратного роста тарифов для потребителей. Это связано с тем, что при данной методике расходы на инвестиции включаются не сразу непосредственно в тариф, что приводит к его значительному росту, а сначала в базу инвестированного капитала. Только потом они включаются в тариф малыми частями. При этом сам тариф носит долгосрочный характер (устанавливается на срок не менее 3 лет) и регулирующие органы в течение указанного срока не вмешиваются в операционные расходы компании. У компаний появляется стимул снизить эти расходы (в том числе и за счет энергосбережения), поскольку это не приведет к пересмотру тарифа в сторону понижения.