Энергетика в России перестала быть государственной, а рыночной пока не стала

Энергетика перестала быть государственной, но и полностью рыночной пока не стала. Сейчас это олигополия, которая, оставшись без присмотра, способна резко взвинтить цены на электроэнергию, что может привести к замедлению роста ВВП. Очень важно, чтобы государство грамотно сдерживало олигополистические риски и при этом не хватило через край, как это недавно происходило с ценами на социально значимые продукты питания.

Крестный ход Чубайса

1992—2008. За 16 лет жизни РАО ЕЭС энергетика изменилась до неузнаваемости. Дореформенная энергетика представляла собой 72 региональные вертикальноинтегрированные энергокомпании и несколько отдельных электростанций. В региональных АО-энерго на одном балансе были перемешаны производство электроэнергии, реализация и сбыт по региональным сетям мелким потребителям — населению и ЖКХ, а также сервис и ремонт энергетических мощностей. Наиболее энергоемкие предприятия покупали электроэнергию с оптового рынка, где тарифы устанавливала Федеральная энергетическая комиссия. Все отдельные станции и практически все региональные АО-энерго находились под контролем государственного холдинга РАО «ЕЭС России». Исключение составили только «Иркутскэнерго», «Новосибирскэнерго», «Татэнерго» и «Башкирэнерго», которые региональные власти продали в частные руки задолго до тотального реформирования отрасли. Тарифы АО-энерго формировали по принципу «затраты плюс фиксированная норма рентабельности», защищая потом свои расходы на региональных энергетических комиссиях. Экономики в такой схеме ценообразования было мало, потому что затраты энергетиков, в которых было перемешано все подряд, оставались непрозрачными даже для регуляторов. При этом у самих регуляторов, тесно связанных с региональными или федеральными властями, основной целью было сдерживание тарифов ради дотирования социально значимых предприятий и населения. Особенно трудно энергетике приходилось перед очередными выборами.

Впервые разговоры о реформировании электроэнергетики начались еще в конце 1990-х годов, когда правительство «молодых реформаторов» пролоббировало указ №428 о реструктуризации естественных монополий — электроэнергетической и газовой отраслей, ЖКХ и железнодорожного транспорта. В большинстве направлений среда оказалась слишком вязкой, и начинания, по большому счету, заглохли. Однако в энергетике Анатолий Чубайс взялся за воз лично, и в 2000 году махина сдвинулась с места. Именно тогда идеологу реформ Анатолию Чубайсу удалось убедить всех в том, что без изменений на отрасли можно будет поставить крест. И «крест», на котором линия падения производства электроэнергии угрожающе расходилась с линией роста потребления, тут же демонстрировали публике. Реформаторы доказывали, что без приватизации и введения конкурентного рынка электроэнергии и мощности обновление основных фондов в отрасли невозможно и в ближайшем будущем Россию ожидает энергетический коллапс. Правда, вариант Чубайса, предусматривающий приватизацию энергетики и деление энергокомпаний по разным видам бизнеса, был встречен в штыки регионами, интересы которых представляла Комиссия по реформированию электроэнергетики во главе с губернатором Томской области Виктором Крессом.

Комиссия собрала 13 различных концепций, большинство из которых предполагали сохранение региональных вертикальноинтегрированных компаний. В частности, противники реформы по Чубайсу напоминали неудачный проект запуска конкурентного рынка электроэнергии в Калифорнии (США), когда частные генерирующие компании сократили поставку на рынок мощностей и тем самым взвинтили стоимость электроэнергии в несколько раз (в России примером олигополистического взвинчивания цен может служить политика вертикальноинтегрированных нефтяных компаний, которые в пиковые по спросу периоды одновременно ставят на ремонт свои НПЗ, тем самым повышая цену на бензин). Но глава РАО ЕЭС переиграл регионалов. В июле 2001 года было принято 526-е постановление «О реформировании электроэнергетики Российской Федерации», которое было основано на варианте, разработанном РАО ЕЭС и Минэкономразвития. Поначалу реформаторы думали, что управятся с перекроем энергетики за 4 года, а в 2005 году РАО ЕЭС уже прекратит существование. Однако в реальности реструктуризация отрасли затянулась и фактически стартовала только в 2003 году, когда в рамках «Концепции Стратегии РАО ЕЭС на 2005—2008 годы «5+5» АО-энерго начали делить по видам деятельности.

Первоначальная модель реформирования со временем тоже претерпела значительные изменения. В интервью «Интерфаксу» Анатолий Чубайс вспоминает: «У нас была такая сумасшедшая идея: частная генерация должна конкурировать в полном объеме. Это означало, что все 400 электростанций, которые есть, нужно приватизировать и выпустить на рынок; пускай сильные выживают, а слабые погибают. Эта идея, к счастью, вовремя была нами же и придушена. Потому что если бы так сделали, то мы получили бы электростанции, которые не в состоянии привлечь инвестиционные ресурсы просто вследствие размера. Стоимость меньше полумиллиарда долларов бессмысленна, такой субъект не может в энергетике стать инвестиционно привлекательным». Поэтому генерирующие и распределительные сетевые компании было решено укрупнять таким образом, чтобы они обслуживали сразу несколько регионов или работали на федеральном уровне. В этом случае вышел не недолет, а перелет: МРСК (межрегиональные распределительные сетевые компании, объединяющие сети напряжением 110 кВ) сначала сделали слишком большими, а потом, уже под давлением стратегов, желающих с меньшими затратами приобрести блокпакеты отдельных распредсетевых холдингов, разукрупнили с 4 до 11.

В 2003 году законодательная платформа для реформ была подготовлена и началась реализация пилотных проектов по разделению на несколько специализированных по видам деятельности компаний ряда АО-энерго Центральной части России. Получилось 6 федеральных оптовых генерирующих компаний (ОГК), в которых генерирующими активами являются ТЭЦ, и одна ГидроОГК, а также 14 территориальных генерирующих компаний (ТГК) и 11 МРСК.

В ведении государства остались только «Системный оператор» (эта компания собрала бывшие региональные диспетчерские управления), магистральные сети передачи электроэнергии (Федеральная сетевая компания), а также контроль над распределительными сетями низкого напряжения (МРСК) и гидроэнергетикой, которая собрана в компании ГидроОГК.

С 2006 года оптовый и розничный рынки электроэнергии начали переводить с административного на рыночное регулирование. По переходным правилам генкомпании и покупатели заключают между собой регулируемые договоры, а к 2011 году рынки предполагается полностью либерализовать и договоры о покупке электроэнергии сделать свободными. С 1 января 2011 года установление государством цен на оптовом рынке должно быть запрещено, и тарифы на электроэнергию окончательно уступят место ценам.

По мнению гендиректора Института проблем естественных монополий (ИПЕМ) Юрия Саакяна, уже сейчас ясно, что в результате энергореформы еще на первом этапе удалось восстановить в отрасли платежную и финансовую дисциплину.

Итогом второго этапа стала децентрализация, которая «сделала отрасль гибче, хотя, с другой стороны, как иногда говорят, «если не дай бог что, то и спросить не с кого». Кроме того, Юрий Саакян указывает на то, что реформа сопровождается ростом тарифов и цен на электроэнергию: «Реформа задумывалась все-таки для обеспечения потребностей экономики страны в доступной электроэнергии. Итоги, в общем, неоднозначные, но и реформа еще не окончена». Вице-президент департамента торговых операций Deutsche Bank Сергей Суверов не согласен с Юрием Саакяном и считает, что при сохранении старой структуры операционные издержки энергетической отрасли были бы выше: раньше вся маржа «съедалась» огромной монополией РАО ЕЭС, а теперь у энергокомпаний будет собственный свободный денежный поток для развития. Ведущий эксперт Центра политической конъюнктуры России (ЦПКР) Дмитрий Абзалов тоже считает, что, если бы финансирование энергетики осталось на государстве, РАО тратило бы больше, чем сейчас будут тратить частные инвесторы, и такой вброс в экономику мог бы существенно увеличить инфляцию. Кроме того, при распределении денежных средств на строительство объектов инфраструктуры в госкомпаниях был бы не исключен элемент коррупции; а такие компании, как E.On, на практике уже доказали, что под их контролем уровень воровства падает. Оставив энергетику на частных инвесторов, государство может сосредоточиться на финансировании обрабатывающих и инновационных отраслей.

Инвестпрограмма растет

При всех сложных и многоходовых корпоративных преобразованиях реформаторам удалось избежать разрушительных конфликтов с миноритарными акционерами РАО и АО-энерго. Сергей Суверов из Deutsche Bank вспоминает период, когда вместо планов допэмиссии предполагалось продавать компании стратегам. Миноритарии опасались обесценения своих долей и протестовали. Тогда по инициативе РАО были созданы комитеты по стратегии и реформе, а также по аудиторской оценке, которые возглавили самые активные миноритарии — глава Halcyon Advisors Дэвид Херн и член совета директоров Vostok Nafta Сеппо Ремес (ныне директор FIM Financial Services). Через эти комитеты РАО согласовывало с миноритариями свои действия по реструктуризации активов в энергетике.

Для значительной части территориальных и оптовых генкомпаний уже нашлись стратегические инвесторы, среди которых есть иностранные стратеги — энергетические концерны E.On, Enel, Fortum, RWE, а также российские компании «Газпром», «КЭС-Холдинг», «Норильский никель», СУЭК, «ЛУКОЙЛ», Группа ОНЭКСИМ, Группа «Синтез». Эти акционеры приобрели доли в генерации через допэмиссии, которые РАО провело в их пользу, а также за обязательства реализовать масштабные инвестпрограммы в генкомпаниях. Средства, полученные от допэмиссий, частично пошли на финансирование государственных энергетических компаний.

Дмитрий Абзалов из ЦПКР отмечает, что этап реформы, при котором происходили ликвидация вертикальноинтегрированных компаний и изменение приватизационных схем, стал самым интересным. Варианты приватизации активов РАО менялись несколько раз, и последние модификации произошли в 2007 году. Первоначально по договоренности с миноритариями предполагалось создавать параллельные холдинги, в которых структура акционерного капитала зеркально повторяла бы акционерный расклад в «старой» компании. А впоследствии предполагались продажи крупных пакетов акций стратегическим частным инвесторам на специализированных денежных аукционах. Финансирования энергетики на государственные средства не предполагалось, реформаторы рассчитывали, что новые мощности построят будущие частные владельцы генерирующих компаний. Однако зима 2005/06 года выдалась крайне суровой, и стало очевидно, что в таких погодных условиях электроэнергии на всех не хватает. РСПП обратился в правительство с петицией по поводу возможного увеличения дефицита электроэнергии и непомерного роста платы за подключение потребителей к электрическим сетям. Кроме того, в 2006 году произошла авария на подстанции в Чагино, из-за которой несколько районов Москвы и подмосковных городов остались без электричества. И тогда инвестпрограмма РАО, во-первых, была увеличена, а во-вторых, разработчикам реформ пришлось поменять схему приватизации активов. Вместо продажи акций новых энергокомпаний на денежных аукционах разработчики реформ решили, что РАО как владелец контрольных пакетов будет проводить допэмиссии, средства от размещения которых пойдут на финансирование инвестпрограмм компаний-эмитентов, а затем будет продавать свои оставшиеся доли в эмитенте и таким образом быстро получит средства для обновления мощностей активов, которые остаются под контролем государства.

В итоге в 2006 году специалистами РАО была разработана инвестпрограмма до 2012 года — по модернизации и строительству новых энергомощностей, распредсетей, магистральных ЛЭП стоимостью 2,2 трлн руб. Ряд экспертов счел программу непомерно масштабной, обвиняя РАО в том, что оно завысило прогнозы энергопотребления, чтобы получить средства для инвестирования в государственные активы. Другие аналитики полагали, что спрос потребителей превысит прогнозы и программу придется корректировать в сторону увеличения. Правы оказались последние: сейчас стоимость программы уже составила 3,1 трлн руб. (1,8 трлн для строительства мощностей в генерации и 1,3 трлн — на прокладку электросетей), а в июне этого года Анатолий Чубайс заявил, что обновление энергетики потребует уже 4,3 трлн руб. Предполагается, что в этом году будет потрачено 815 млрд руб. и введено
2,2 ГВт энергомощностей, в 2009-м — 1,12 трлн руб. и 5,7 ГВт, в 2010-м — 10,6 ГВт и в 2011 году — 12,2 ГВт.

Основной рост затрат пришелся на подорожание строительства и оборудования. На фоне бурного роста заказов на энергетическое оборудование российские и мировые машиностроительные концерны подняли цены на продукцию, к тому же их мощностей не хватает для того, чтобы удовлетворить сразу всех желающих.

Трудности перевода

Львиную долю инвестпрограммы, по задумке разработчиков реформы, можно будет финансировать на частные средства от размещения допэмиссии генерирующих компаний среди частных инвесторов (около 1 трлн руб.) и из прибыли подконтрольных частным инвесторам энергокомпаний (непосредственно госинвестиции в четырехтриллионной программе составят только 150—200 млрд руб.).

Чтобы у частных владельцев ОГК и ТГК не было соблазна потратить ресурсы инвестпрограммы на другие цели, РАО заключало с ними договоры на предоставление мощности к определенному сроку. Если инвестор не подключил к определенной дате энергоблок к системе, на него будут налагать штрафы в размере до 25% от общей стоимости инвестпрограммы. При этом государство взяло на себя обязательства к 1 июля этого года запустить переходный вариант рынка мощности, который будет запущен в окончательной версии к 2012 году. Этот рынок предусматривает проведение аукционов на право заключения контрактов по использованию мощности генкомпаний. Введение договоров позволит либерализовать стоимость энергомощностей, которые сейчас оплачиваются по фиксированному тарифу, устанавливаемому Федеральной службой по тарифам. Частные инвесторы считают, что невозможность увеличивать поступления средств от поставки на рынок мощностей ставит под угрозу реализацию масштабных инвестпрограмм. «Таким образом, здесь заложена система взаимной ответственности. Понятные правила работы на этом рынке позволят четко планировать инвестиции в энергетическую мощность, учитывать постоянные издержки и являются одним из ключевых условий успешного и своевременного выполнения инвестиционных программ генерирующих компаний», — говорит глава «КЭС-Холдинга» Михаил Слободин.

В 2006—2007 годах РАО удалось разместить допэмиссии оптовых и территориальных генкомпаний очень удачно. Первой на первичный рынок вышла ОГК-5, которая в 2006 году разместилась по цене на 15—20% выше первоначального расчетного ориентира РАО ЕЭС в $305 за киловатт установленной мощности. После первой допэмиссии начались ажиотаж и переоценка энергетических активов, которые подорожали примерно на 30%. В декабре 2006 года стоимость киловатта мощности энергокомпаний оценивали в $390—400, а продажа в марте 2007 года акций ОГК-3 «Норильскому никелю» подняла стоимость киловатта до $530. И наконец, за акции ТГК-10 финский энергоконцерн Fortum заплатил $812 за киловатт.

Однако после кризиса на мировых финансовых рынках ажиотаж сменился более осторожным отношением. В этом году РАО не удалось продать госпакет в 62% от уставного капитала ОГК-1 из-за того, что со стратегами («КЭС-Холдингом») не получилось договориться по цене. При стоимости инвестпрограммы ОГК-1 в $6 млрд госхолдинг намеревался получить за свой пакет еще около $3 млрд ($460 за кВт).

Инвесторы, которые купили энергоактивы на пике цен, похоже, осознали, что изрядно переплатили. «Норникель» недавно заявил о списании средств из-за переоценки энергоактивов. В частности, акции ОГК-3 стали стоить на $740 млн дешевле. «Норникель» вернулся к идее выделения энергоактивов в отдельную компанию, и эксперты склоняются к тому, что горно-металлургический концерн выставит эти активы на продажу. Кроме того, никелевая монополия сейчас пытается добиться изменений условий инвестпрограммы, ссылаясь на то, что она содержит экономически неэффективные мероприятия. Другие инвесторы тоже критикуют инвестпрограмму по ряду позиций. Так, проблемы возникли у генкомпаний, которым предписано вводить в строй газовые энергомощности (притом что у «Газпрома» нет свободных ресурсов для обеспечения станций топливом). Кроме того, инвесторам вменяется необходимость оплаты техприсоединения к сетям, а это увеличивает стоимость инвестпрограммы примерно на 20%.

Что впереди?

В условиях намечающегося недовольства инвесторов, а также олигополистической первичной структуры отрасли особенно важно, кто и как будет контролировать завершение энергореформы после 1 июля, когда РАО ЕЭС прекратит существование. В интервью «Интерфаксу» об этом говорил и Анатолий Чубайс: «Фундаментальный фактор, от которого инвестпрограмма энергетики теперь зависит, — это позиция правительства и Министерства энергетики РФ. Если у государства хватит политической воли сказать: инвестиции в энергетику необходимы, они нужны стране; если государство сможет технологически грамотно выстроить процесс координации, контроля, поддержки, то это точно даст возможность программу реализовать в полном объеме».

В интервью «Профилю» глава «КЭС-Холдинга» Михаил Слободин отмечает, что одна из важнейших проблем отрасли — высокая концентрация игроков, и без жесткого антимонопольного регулирования в отдельных сегментах рынка электроэнергии могут образовываться цены, которые не отражают реальной ситуации. С энергетиком согласен глава ИПЕМ Юрий Саакян, который отмечает также, что ту картину рынка, которую хотели бы видеть авторы реформы, существенно изменил приход в отрасль «Газпрома». «В тепловой генерации главным игроком станет «Газпром», за ним будет следовать КЭС и СУЭК, если сделка по созданию СП с газовиками сорвется. Из зарубежных компаний можно выделить Enel, E.On и RWE, однако если темпы либерализации затормозятся, то можно ожидать ухода с рынка кого-либо из них. Для частных инвесторов, вложившихся в отрасль в надежде на скорую либерализацию и рост прибылей, главным риском остается вероятность снижения темпов реформирования и усиления антимонопольного регулирования со стороны государства. Роль ФАС как важного рычага госполитики в электроэнергетике будет возрастать». Об этом же говорят управляющий директор УК «Альфа-Капитал» Семен Бирг и Сергей Суверов из Deutsche Bank, хотя г-н Суверов добавляет, что риски олигополистических ценовых сговоров снижает наличие на рынке атомной и гидроэнергии, а также возможный приход в отрасль новых независимых игроков.

Дмитрий Абзалов из ЦПКР относит к рискам неопределенность правопреемника РАО. По текущим раскладам контроль над выполнением лежит на «Системном операторе» и недавно созданном Минэнерго. Ранее частные инвесторы предлагали, чтобы регулирование рынка и отраслевых проблем лежало на них же самих через некоммерческое партнерство «Совет рынка». Эксперт говорит, что именно Анатолий Чубайс предложил создать госорган, который контролировал бы исполнение инвестпрограмм, и намеревался лоббировать на пост главы профильного министерства своего человека. Однако был назначен бывший глава «Атомстройэкспорта» Сергей Шматко, который считается близким к братьям Ковальчукам (по странной иронии, бывший соратник Чубайса Леонид Меламед обошел на повороте главу «Курчатника» и идеолога нанотехнологий Михаила Ковальчука и совершенно неожиданно стал главой госкорпорации «Роснанотех»). А в зоне влияния Чубайса оказалось только Росэнерго, которое возглавил близкий к энергетику Денис Аханов. Дмитрий Абзалов не уверен, что Сергею Шматко хотелось бы нести имиджевые издержки, которые привык переносить Анатолий Чубайс: «Уход Чубайса из электроэнергетики лишит власть традиционного механизма канализации недовольства населения из-за возможных системных аварий, веерных отключений нехватки электроэнергии. Правительству такие издержки нести вместо Чубайса непривычно и неприятно». При этом представитель ЦПКР не разделяет опасения некоторых участников рынка, что новые ответственные за энергетику персоналии, например вице-премьер Игорь Сечин, станут проводить в отрасли политику усиления присутствия госкомпаний: одно дело получить контроль над уже готовой нефтяной компанией, другое — получить компанию с огромной инвестпрограммой. «Фактически это приобретение права вложить свои деньги в строительство энергетических активов, — считает эксперт. — Но это очень интересный вызов государству, которое до этого напрямую не участвовало в управлении отраслью. Сумеет ли оно в лице Минэнерго в полной мере адекватно управлять теми процессами, которыми управляло РАО?»

По поводу постреформенного изменения цен на электроэнергию все собеседники «Профиля» не сомневаются, что расти они будут, хотя бы из-за того, что увеличится цена на газ, а в перспективе — и на уголь. Потребители, чтобы выжить в таких условиях, уже сейчас активно модернизируют производства, внедряя энергосберегающие технологии. По мнению главы «ЭДС-Холдинга» (крупнейший в России производитель электротехнического оборудования) Рубена Геворкяна, потребителям надо привыкнуть к ситуации, когда энергия будет недешевым ресурсом, и постараться максимально адекватно отреагировать на это обстоятельство. «Хоть у нас не очень энергоемкое производство по сравнению с теми же металлургами, например, но запланированы и постепенно реализуются мероприятия по снижению энергопотребления и энергосбережению. Инвестируя сейчас в модернизацию своих активов, акционеры компаний-потребителей значительно снизят свою зависимость от естественного роста тарифов. Так что решение проблемы чаще всего надо искать внутри своей компании». Дмитрий Абзалов считает, что для поддержки инвестиционных процессов и снижения скорости роста цен на электроэнергию государству нужно стимулировать развитие генерации, предоставив налоговые каникулы при строительстве инфраструктурных объектов генерации. Или — внедрять схему частно-государственных партнерств по примеру проекта «Нижнее Приангарье», где государство строит за свой счет все инфраструктурные объекты — дороги, электросети. Для самих энергокомпаний также есть еще один путь снижения издержек — это вертикальная интеграция со сбытами и распределительными сетями. Но пока это запрещено законом.