Стратегия развития инвестиционной деятельности российской электроэнергетики в период ее либерализации

Автор анализирует проблемы и перспективы развития российской энергетической отрасли, делает вывод о неминуемом существенном повышении стоимости электроэнергии и формулирует первоочередные задачи, стоящие перед отечественной энергетикой.

Армен Бадалов
Стратегия развития инвестиционной деятельности российской электроэнергетики в период ее либерализации
"Экономические стратегии", №02-2008, стр. 38-43

Бадалов Армен Леонтьевич — кандидат экономических наук, директор российского филиала консультационной компании PACE Global Energy Services.

В любой стране мира электроэнергетика – необходимое условие экономического и социального развития. Эта отрасль, будучи базовой для экономики, воздействует практически на все социально-экономические сферы. При этом она является инертной и требует долгосрочного (иногда на 10-20 лет) планирования для обеспечения ожидаемых и прогнозных потребностей в электроэнергии как экономики, так и населения.

До недавнего времени электроэнергетика России функционировала неэффективно, что обусловило крайне низкие темпы инвестиций в новое строительство и внедрение современных технологий, отсутствие капитальных вложений в модернизацию и техническое перевооружение существующих мощностей, низкий уровень эффективности использования топливных ресурсов, отстающего от потребностей экономики и развития сетевого хозяйства.

В настоящий момент состояние отрасли в России можно охарактеризовать следующим образом:

• по отраслевым оценкам, энергопотребление практически приблизилось к своему историческому максимуму, что связано с экономическим ростом и повышением потребностей промышленности и населения. Энергетика в ее нынешнем состоянии становится сдерживающим фактором дальнейшего экономического роста;
  
• российская энергетика до недавнего времени характеризовалась наличием свободных мощностей, что частично было результатом экономического спада 1990-х гг., но также существенным потенциалом промышленности для снижения энергоемкости ВВП. Сегодня этот потенциал во многом исчерпан, что приводит к замедлению динамики снижения энергоемкости;
  
• в будущем ожидается высокий рост спроса на электроэнергию, что ведет к необходимости ускоренного ввода новых мощностей, а также модернизации и расширения существующих. Потребуется ввод новых мощностей всех видов электрогенерации и практически во всех регионах страны, а кроме того, соответствующих объектов сетевого хозяйства;
  
• инвестиционные потребности российской энергетики существенны и требуют новых форм и методов привлечения инвестиционного капитала, и прежде всего из внешних источников, наиболее эффективным из которых является частный сектор.
  

В связи с обозначенными выше структурными проблемами отечественной энергетической отрасли возникла необходимость кардинального ее реформирования и последующей либерализации для повышения эффективности и привлечения требуемых инвестиционных средств. В ходе реформы осуществляется разделение естественно-монопольных (передача электроэнергии, диспетчеризация) и потенциально конкурентных сфер, к которым относится в первую очередь производство электроэнергии на тепловых электростанциях, а также сбытовая деятельность.

В настоящее время реформа РАО "ЕЭС России" подходит к завершению, что стало возможным в результате формирования тепловых объединенных генерирующих компаний (ОГК) и территориальных генерирующих компаний (ТГК) и их продажи частным инвесторам. Также в рамках реформы постепенно начинает функционировать оптовый рынок электроэнергии, позволяющий покупать и реализовывать электроэнергию по свободным ценам.

Несмотря на преимущества, которые дает реформа, уже сегодня следует отметить новые риски и просчеты, допущенные в ходе либерализации и трансформации системы энергообеспечения. Прежде всего очевидно, что в рамках централизованной государственной системы невозможно привлечение существенных инвестиционных ресурсов для финансирования развития новых мощностей, крайне необходимых экономике страны. Либерализация отрасли, согласно теории управления, должна была обеспечить развитие конкуренции и, соответственно, некоторое снижение и стабилизацию цен. Однако пул потенциальных инвесторов не был грамотно сформирован, что вылилось в передел рынка между крупными государственными корпорациями (например, ОАО "Газпром") и национальными финансово-промышленными холдингами, не имеющими опыта и навыков управления энергетическими активами и во многом преследующими цели оптимизации энергоснабжения собственных энергоемких производств. В приобретении выделяемых активов участвует лишь несколько крупных международных энергетических компаний. Это позволяет говорить о формировании в России так называемой "олигархической энергетики" взамен государственной естественной монополии (1).

Реформа отрасли проведена с задержкой, что усугубило дефицит мощностей для отечественной экономики и, соответственно, уже приводит к значительному росту цен. При этом только в процессе проведения реформы РАО "ЕЭС России" определилось с потребностями страны в новых мощностях, которые в последующем корректировались и видоизменялись, что создавало существенные риски для потребителей и потенциальных инвесторов. Кроме того, реформа и последующая масштабная инвестиционная программа не были до конца согласованы ни с поставщиками топливных ресурсов, ни с производителями оборудования, что вылилось в колоссальный дефицит всей инфраструктуры, необходимой для реализации инвестиций. То, что руководители реформы электроэнергетики не согласовали свои действия с поставщиками газа, и в первую очередь с ОАО "Газпром", привело к дополнительным корректировкам инвестиционной программы и росту неопределенности относительно будущих объемов и цен поставок природного газа на существующие и вновь строящиеся электростанции. Усиление позиций угольной генерации не сопоставляется с возможностями поставщиков угля.

Наконец, реформа отрасли выявила существенный дефицит в сферах поставок энергетического оборудования, оказания профессиональных инжиниринговых и проектных услуг и осуществления качественных строительно-монтажных работ. Следствием этого дефицита является беспрецедентный рост цен на данные виды оборудования и услуг. К этому следует добавить, что в рамках реформы конкуренция на рынке будет внедряться исключительно в секторе генерации, а все сети электропередач остаются в системе государственного контроля. С учетом недостаточности электросетей, низкой инвестиционной активности данного сектора и потребители, и производители энергии окажутся в невыгодном положении, из-за отсутствия возможности диверсификации сбыта или выбора наиболее конкурентных поставщиков. Это приведет к торможению конкуренции и, соответственно, к зависимости всей отрасли от ее монопольного сегмента.

Основной проблемой отечественной электроэнергетики становится постоянный рост потребления энергии населением и экономикой, в результате чего образуется дефицит электроэнергии, покрытие которого возможно только за счет активного строительства новых станций и глубокой модернизации существующих. На рис. 1 отражена динамика роста энергопотребления в России начиная с 1998 г.

Рисунок 1. Рост потребления электроэнергии в России по регионам за 1998–2006 гг.

Источник: Материалы конференции «Инвестиции в электроэнергетику. Новый этап развития отрасли». Ведомости. 2007. 28 марта.

Рост потребления электроэнергии в России за последние годы составил 20%, что уже повлекло за собой образование дефицита в отдельных регионах страны. Далее прогнозируется продолжение этого тренда, когда при базовом варианте развития отечественной экономики спрос на электроэнергию будет расти в среднем на 4,1%. Если в 2005 г. потребление электроэнергии в стране составило чуть более 940 млрд кВт·ч., то уже к 2020 г. даже по базовому варианту развития событий этот показатель увеличится в 1,8 раза. При отсутствии каких-либо изменений в стратегии развития инвестиционной деятельности российских энергетических компаний данный рост приведет к существенному дефициту предложения (предположительно до 180 ГВт установленной мощности к 2020 г.). Это означает существенный рост цен, отсутствие мощностей для текущего развития экономики, торможение процессов создания новых производственных мощностей и жилищного строительства.
В соответствии с принятой генеральной схемой размещения новых электростанций предполагается строительство к 2010 г. порядка 33 ГВт новых мощностей (без учета ввода АЭС). Этого, очевидно, будет достаточно для полного покрытия ожидаемого дефицита на рассматриваемый период. В это время вряд ли возможен ввод новых атомных электростанций, поскольку их проектирование и строительство занимает много времени.

В табл. 1 приводится прогноз объемов требуемого инвестиционного финансирования строительства новых энергогенерирующих мощностей.

 

В соответствии со схемой размещения новых объектов электрогенерации будут наблюдаться изменения топливной корзины отрасли, что связано с усилением позиций атомной генерации, а также повышением доли электростанций, работающих на угле. Также запланирован ввод новых гидрогенерирующих мощностей. Все эти трансформации связаны с желанием снизить долю газовой генерации, которая в настоящий момент составляет не менее 40%. Дефицит природного газа и его экспорт вынуждают Правительство РФ и ОАО "Газпром" ограничивать внутреннее потребление этого ресурса. Данные табл. 2 отражают изменения структуры источников электрогенерации в России до 2020 г.

Таблица 1. Потребности в инвестиционных средствах для реализации программы строительства электрогенерирующих мощностей

Источник: Доклад министра промышленности и энергетики Российской Федерации В.Б. Христенко на заседании Правительства Российской Федерации от 20 апреля 2007 г. «О проекте Генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики до 2020 г.»; http://www.minprom.gov.ru

Общий рост установленной мощности при базовом варианте планируется на уровне около 60%, а если учитывать максимальный вариант развития отрасли (2), то этот рост должен составить более 81%. Другими словами, прогнозы предполагают практически удвоение всех построенных до настоящего времени генерирующих мощностей страны за период в менее чем 15 лет. Эта перспектива представляется маловероятной из-за долгих сроков строительства (кроме газовых станций, доля которых как раз и должна сократиться), значительных инвестиционных потребностей и отсутствия должной поддержки со стороны строительной индустрии и производителей энергооборудования.

Данные табл. 2 также свидетельствуют о том, что рост установленной мощности российской отрасли генерации будет наблюдаться по всем типам электростанций, при этом структура генерирующих мощностей будет перераспределяться, прежде всего, в сторону атомных станций (АЭС) и тепловых электростанций (ТЭС), работающих на угле. Также получит развитие гидрогенерация, инвестиции в которую будут нацелены на прирост мощностей.

Таблица 2. Структура установленной мощности российской электрогенерации и изменениятопливного баланса России на период 2006–2020 гг. (базовый вариант)

Источник: Экономика и жизнь. 2007. № 42, с. 36.

Структура потребления топлива на ТЭС существенно трансформируется за счет целенаправленного снижения доли газа (от 41% всей выработки электроэнергии в стране в 2006 г. до 36% в 2020 г.) при росте доли угля (с 27% в 2006 г. до 29% в 2020 г.). Существуют также более оптимистические прогнозы для угля, связанные с увеличением его доли до 35% при соответствующем снижении использования газа до 32%. Перераспределение этих 4-6% мощности станций к 2020 г. означает, что в России дополнительно будут переведены с газа на уголь или построены новые угольные станции мощностью порядка 16-24 ГВт, или до 11% всех существующих на данный момент мощностей отечественной энергетики. Однако массовый ввод новых угольных мощностей в России может привести к существенному росту цен на электроэнергию для отечественных потребителей.

С экономической точки зрения угольные электростанции значительно дороже современных газовых станций. Во-первых, капитальные затраты на строительство угольной генерации более чем на 50% превышают стоимость аналогичных газовых установок, а в случае строительства дополнительных систем контроля выбросов диоксида серы, окислов азота и ртути потребности в инвестициях значительно возрастут. Все это снижает инвестиционную привлекательность подобных проектов и повышает их инвестиционные риски, стоимость которых перекладывается на девелоперов и владельцев. Во-вторых, сроки проектирования и строительства угольных станций выше, что снижает рентабельность инвестиций и чистую приведенную стоимость подобных проектов. Это также повышает риски ежегодного роста цен на строительство, материалы, рабочую силу и закупаемое оборудование. Наконец, не следует забывать такой компонент стоимости, как накопленные за время строительства проценты по банковским займам, что является существенным фактором, учитывая продолжительные сроки строительства и общие высокие потребности в инвестиционном капитале.
При разработке планов строительства угольных электростанций инвестиционная эффективность данных проектов зачастую игнорируется. Встречаются инвестиционные оценки, которые не до конца совпадают с реальностью. К примеру, в соответствии с инвестиционной программой РАО "ЕЭС России" предполагается ввод новых угольных мощностей из расчета чуть менее 27 тыс. руб. на 1 кВт установленной мощности, что ниже текущей мировой конъюнктуры в 1,5-2 раза. В табл. 3 приведены сравнительные данные по капитальным затратам на строительство угольных и газовых электростанций, а также их основные технические характеристики.

Таблица 3. Основные инвестиционные и технические характеристики угольных и газовых электростанций в расчете на станцию в 1000 МВт

Источник: Виньков А., Рубанов И., Сиваков Д. Приватизация энергобаланса страны // Эксперт. 2007. № 7, с. 27.

Сравнение основных расчетных характеристик угольных и газовых электростанций говорит о явном экономическом преимуществе последних. Во-первых, абсолютная инвестиционная стоимость строительства газовых станций ниже при более высоком удельном КПД, что означает высокую эффективность использования топливных ресурсов. Это свидетельствует о том, что даже при росте цен на природный газ электростанции, работающие на данном виде топлива, способны гораздо экономнее использовать его для своих производственных целей. Во-вторых, газовые станции отвечают значительно более высоким экологическим и природоохранным стандартам: более чем трехкратное снижение выбросов парниковых газов при существенно меньших потребностях в земельных ресурсах. Эти факторы увеличивают экономическую привлекательность газовых станций, особенно на фоне одновременного повышения инвестиционных и эксплуатационных затрат на угольную генерацию.
Учитывая все перечисленные выше проблемы и перспективы развития российской энергетической отрасли, можно сделать вывод о неминуемом повышении стоимости электроэнергии для потребителей. Ожидается существенное, более чем в три раза (3), повышение рыночных цен на электроэнергию, что обусловлено следующими обстоятельствами:

• значительный рост спроса на электроэнергию за счет повышения платежеспособности экономики при одновременном появлении дефицита предложения, особенно в период до 2010-2012 гг.;
  
• ожидаемое повышение цен на топливо, и в первую очередь на природный газ, цена которого к 2010 г. по решению Правительства РФ будет привязана к европейским рыночным ценам;
  
• рост цен на энергетическое оборудование и услуги по строительству и проектированию;
  
• изменение структуры генерации: переход от использования газовых электростанций к использованию заведомо более дорогих и капиталоемких технологий угольных ТЭС и АЭС.
  

Все рассмотренные выше проблемы развития энергетической отрасли РФ напрямую влияют на ее инвестиционную привлекательность. Перспективы российской энергетики зависят от активной инвестиционной деятельности, и в первую очередь частных инвесторов. Для мотивации эффективного процесса инвестирования частным сектором в отечественную электроэнергетику необходимо стимулирование инвестиций в повышение эффективности и модернизацию существующих

электрогенерирующих активов, что позволит снизить первоначальные потребности в инвестициях и преодолеть текущую напряженность в поставках топлива.
В этих же целях необходимо формирование в стране реального свободного рынка электроэнергии с ценообразованием, основанным на спросе и предложении, что стимулирует предсказуемость рынка и позволяет более эффективно планировать развитие бизнеса и, соответственно, инвестиций.

В связи с потребностями российской электроэнергетики в долгосрочных инвестициях требуется также внедрение системы долгосрочных обязательств со стороны как крупных покупателей, так и поставщиков топлива. Без подобных обязательств увеличиваются инвестиционные риски энергетики, и тем самым снижается ее инвестиционная привлекательность. Очевидно, что реализация намеченной крупной инвестиционной программы в отрасли невозможна без участия в ней опытных подрядчиков, инженеров, поставщиков энергетического оборудования, руководителей проектов, эксплуатирующих организации и т.д. Реформа должна сопровождаться созданием предпосылок для развития этих направлений и стимулирования привлечения к реализации инвестиционной программы опытных зарубежных партнеров. Наконец, необходимо создание стабильных и предсказуемых условий реформирования энергетической отрасли страны с целью привлечения стратегических инвесторов, имеющих опыт работы в отрасли на зарубежных рынках. Сегодня в отрасли не хватает инвесторов и собственников, обладающих опытом управления крупными энергетическими системами и способных привнести в электроэнергетику России новые технологии, управленческие знания, навыки инновационного ориентирования.

ПЭС 8026/19.02.2008

Примечания
1. Томсон У. Реструктуризация электроэнергетики: к реальной конкуренции или потемкинской либерализации? // Вопросы экономики. 2005. № 11.
2. При максимальном варианте к 2020 г. установленная мощность всех генерирующих активов Российской Федерации составит
400 ГВт (см. www.rao-ees.ru).
3. Электричество подорожает втрое // РБК Дэйли. 2007. 27 ноября.