 Реформы электроэнергетики обосновывались зарубежными консультантами необходимостью применения лучшего западного опыта. Однако результаты его формального использования, внедренные без учета влияния реальных условий на функционирование российской электроэнергетики, привели лишь к дополнительным затратам энергокомпаний и убыткам потребителей.
4.1. Проведено выделение из АО-энерго в отдельный вид деятельности сбытового бизнеса и разрешена регистрация так называемых независимых сбытовых организаций, что обосновывалось необходимостью исключения монополизма и развития конкуренции. Сбор средств с потребителей общей суммой около 2,0 трлн руб./год вместо 69 региональных АО-энерго, владеющих основными фондами на сумму 7 трлн рублей, передан более чем 200 частным сбытовым компаниям, у которых нет ни залоговой собственности, ни банковских гарантий.
Последствия столь явного попустительства криминальной деятельности общеизвестны: сбор средств с потребителей снизился, и более сотни миллиардов рублей криминальными методами выведены из оборота. О сущности данной рекомендации достаточно сказать, что ни одна торговая сетевая структура в мире никогда не отдаст кассовый зал на аутсорсинг чужим компаниям. Серьезность возникшей ситуации даже привела к вынесению данного вопроса на уровень В.В. Путина, где была дана крайне негативная оценка проведенной дезинтеграции.
Сегодня реальным условием высокой оплаты электроэнергии могут быть только усиление финансовой ответственности потребителей и административный ресурс энергосбытовой организации. Первое за рубежом решается за счет наличия у потребителей специального пополняемого счета коммунальных платежей и четкостью судебных решений. Второе зависит от способности энергосбытов влиять на качество и надежность энергоснабжения потребителей. Для полноценных банковских гарантий энергосбытовых организаций чрезвычайно важны как положительные результаты их основной деятельности, так и владение значительными основными фондами. Ни одно из этих условий не могут выполнить отдельные сбытовые, практически посреднические структуры. Многолетний отечественный и мировой опыт подтверждает эффективность передачи функций сбытовой деятельности крупнейшим региональным электросетевым компаниям. Введенный при реформировании отрасли запрет на объединение сетевого и сбытового бизнеса не соответствует мировому опыту, разорителен для отрасли и должен быть отменен.
4.2. В этот же период также в целях развития конкуренции было санкционировано неограниченное создание территориальных сетевых организаций (ТСО) с индивидуальными тарифами через общий «котловой тариф». В течение трех лет было оформлено более 3500 ТСО, трансакционные издержки которых превышают уровень компаний ОАО «Россети». В результате произошло удорожание общего тарифа на 50–70 млрд рублей и потерялась возможность проводить оптимизационное развитие и обслуживание сетей в регионах.
Когда мы в России развиваем конкуренцию за счет создания сотен и тысяч компаний, создается впечатление, будто тот факт, что на мировом рынке успеха добиваются не карлики, а транснациональные гиганты, игнорируется. В электроэнергетике сегодня нужны не дезинтеграция и дробление, а ограничение прибыли поставщиков ресурсов и продавцов энергии, слияния и поглощения компаний для снижения трансакционных издержек. Решение Государственной думы РФ от 19 мая 2015 года об ограничении торговых наценок показывает, что данная проблема как никогда актуальна и появилась надежда на контроль и снижение цен.
Примером оптимизации структур управления за счет укрупнения при сохранении сравнительной конкуренции может быть гигантская электроэнергетика КНР, где функционируют всего два сетевых холдинга и пять генерирующих холдинговых компаний, потенциал каждой из которых на порядок больше российских ФСК, ОГК и ТГК.
4.3. Обременительными для потребителей и для экономики стали последствия внедрения лоббистами реформ модели маржинального спотового рынка продаж электроэнергии по равновесной цене как образцового варианта зарубежного опыта. За этой занаученной формулировкой скрыто, что максимальная цена замыкающего предложения, включенного в баланс, становится общей ценой всех поставщиков (!). Удорожание тарифов для конечного потребителя из-за такого алгоритма рынка неизбежно. Следует отметить, что подобный механизм продаж электроэнергии по равновесной цене применяется в Европе только на балансирующем рынке для однотипного оборудования и одного вида топлива. Это составляет не более 5% общей генерации. Однако на российском рынке применили столь затратный и несправедливый для потребителей механизм для рынка на сутки вперед, то есть для 90% генерации всех типов электростанций – ГЭС, АЭС и ТЭС, затраты которых различаются на порядок. В результате топ-менеджеры компаний поощряются не за достигнутый высокий уровень эксплуатации и технического обслуживания оборудования, а за не зависящую от них стоимость энергоносителя. Дополнительное обременение потребителей из-за сверхприбыли значительной доли поставщиков – сотни миллиардов рублей ежегодно. Высокая рентабельность электростанций с дешевым энергоносителем является, по своей сути, незаработанной прибылью и может использоваться лишь для создания общеотраслевых фондов.
4.4. Каскад нерешенных проблем на впервые созданном в России рынке мощности также не позволяет считать, что на нем обеспечивается баланс интересов продавца и покупателя. Он оказался не менее обременительным для отечественной промышленности и других крупных потребителей, чем оптовый рынок электроэнергии, так как разработан реформаторами для гарантированного обеспечения явно завышенных прогнозов потребления. Его декларируемая цель:
- привлечение инвестиций в новое строительство;
- компенсация постоянных затрат электростанций;
- обеспечение финансирования резервных мощностей.
Однако предложенные механизмы финансирования оказались: во-первых, чрезвычайно дороги; во-вторых, некорректны по адресному направлению возложения затрат расширенного воспроизводства на существующих потребителей; в-третьих, в них отсутствует ответственность государства как автора программ развития потребляющих секторов экономики в центре и субъектах РФ. Финансирование новых энергоблоков (договора поставки мощности – ДПМ) предусматривает рентабельность инвестиций не ниже 14%, срок окупаемости – до десяти лет, что привело к пятикратному росту тарифов на мощность по сравнению с тарифами для существующих электростанций. Общее обременение потребителей для нужд ДПМ превышает в 2014 году 300 млрд рублей с ростом более чем в 2 раза к 2016-му. При этом платежи по ДПМ для вводов на АЭС за период 2014–2016 годов увеличиваются в семь раз – с 16,5 до 116 млрд рублей.
Основной инструмент конкурентного отбора мощности (КОМ) также чрезвычайно дорог из-за возможности манипулирования ценой из-за возросшего объема вынужденной генерации, включаемой в баланс сверх КОМа. Уже сегодня КОМ показывает свою неэффективность из-за наличия больших избытков мощности с ростом в ближайшие годы сверхнормативных резервов до 20–25 ГВт. О неэффективности КОМ свидетельствуют результаты его проведения на 2015 год, когда из 17,3 ГВт неотобранной мощности пришлось специальным решением правительственной комиссии отнести к вынужденной генерации 12,74 ГВт (75%), что привело к дополнительному обременению потребителей на 23,2 млрд рублей.
На КОМе 2016 года ожидаемый неотбор дорогих избыточных мощностей – 20 ГВт. Стоимость оплаты вынужденной генерации в 2015 году ожидается в объеме 38 млрд рублей. НП «Сообщество потребителей энергии» подсчитало, что общая оплата за мощность (КОМ, ДПМ, вынужденная генерация и др.) за три года (2012–2014) выросла в 1,5 раза и составила 460 млрд руб./год. В 2016 году оплата мощности увеличится до 650–695 млрд рублей, так как рентабельность инвестиций ДПМ привязана к доходности ОФЗ, выросшей из-за кризиса до 19%. Даже упрощенный анализ нового рынка показывает, что отделение мощности от электроэнергии, а также возможности манипулировать ценовыми заявками и вынужденной генерацией, во-первых, придали этому показателю виртуальный характер, во-вторых, легализовали крайне затратный инвестиционный механизм.
На рынке мощности создалась парадоксальная ситуация: при избыточных резервах продолжается строительство высокозатратных и обременительных для потребителей энергоблоков по программе ДПМ. При этом отсутствует механизм финансирования кратно меньших затрат по выводу из работы устаревших дорогих мощностей или модернизации оборудования.
Рынок мощности в условиях дезинтеграции АО-энерго оказался явно неконструктивен. Сотни изменений ежегодно вносят в его правила, но они не приносят положительных результатов. Большинство развитых стран отказались от двухставочной формулы тарифа, в том числе Китай, Германия, Франция, Чехия, более половины регионов США. Настало время рассмотреть длительно нерешаемые указанные проблемы рынка мощности в широком кругу экспертов.
Профессор В. В. Кудрявый. Системное разрушение системы. 3. Организационные и технологические факторы |
