Как остановить спад инвестиций в электроэнергетику. Инвестиции в энергетику — способ развития экономики и увеличения личного капитала

Реформирование российской электроэнергетики вызывает заметный интерес многочисленных представителей бизнеса, стремящихся принять участие в развитии этого крупного рынка. Представители высшего руководства РАО «ЕЭС России», высокопоставленные чиновники, топ-менеджеры ведущих компаний примут активное участие в работе конференции и смогут обсудить вопросы реформирования отрасли, рассмотрят как и на каких условиях возможно вхождение в капитал электроэнергетических компаний, какие выгоды и риски ожидают российских и иностранных инвесторов.

Докладчики:

Владимир Аветисян,

Кирилл Андросов,

Денис Аскинадзе,

Анатолий Бушин,

Евгений Гавриленков,

Виктор Гвоздев,

Жуау Гимерайч,

Андрей Дементьев

Сергей Жижома,

Кари Каутинен,

Георгий Кутовой

Владимир Милов

Сергей Мироносецкий,

Елизавета Осетинская

Алексей Санников

Михаил Слободин,

Сергей Суверов,

Анна Трифонова,

Юрий Удальцов,

Александр Чмель,

Основные вопросы конференции:

Реформа электроэнергетического рынка и привлечение частных инвестиций в ТГК и ОГК

• Государственная политика в области реформирования электроэнергетики
• Реформа электроэнергетики: новый этап развития отрасли
• Текущее состояние реформы РАО «ЕЭС России»

  Новая модель оптового и розничного рынков электроэнергии

• Новая модель российского рынка электроэнергии
• Особенности торговли электроэнергией в рамках новой модели электроэнергетического рынка

  Перспективы участия стратегических инвесторов в размещении акций ОГК и ТГК

• Привлечение частных инвестиций в генерирующие компании: перспективы для инвесторов
• Интересы международных стратегических инвесторов в российской электроэнергетике

  Регулирование и перспективы либерализации электроэнергетического рынка

• Вызовы регуляторной системе в условиях либерализации рынка электроэнергии
• Участники электроэнергетического рынка о существующей системе регулирования
• Регуляторная система рынка электроэнергии. Мировая практика
• Рекомендации для построения эффективной регуляторной системы в российской электроэнергетике

Москва, 23.05.2011

– Здравствуйте, господа. Недавно некоторые наиболее внимательные комментаторы заговорили о том, что частный инвестор решил бежать из российской энергетики. О том, так ли это, а если так, то почему, и хорошо это или плохо, мы сегодня разговариваем со специалистом – с исполнительным вице-президентом по газу и энергоснабжению компании ТНК-BP Михаилом Слободиным. Здравствуйте, Михаил Юрьевич.

– Здравствуйте.

– Правда, бегут?

– На самом деле я бы не сказал, что прямо бегут, это традиционная журналистская метафора.

– Нет, я понимаю, что повального бегства не было.

– Нет, конечно.

– Народ стал разговаривать о том, не продать ли активы…

– Это очевидно. Во-первых, надо четко разделить – из чего бегут. Прежде всего, сегмент тепловой генерации, куда, в общем, и привлекали инвесторов, фактически сегодня тенденция, связанная с тем, что достаточно большое количество субъектов думает о том, как сократить позицию на российскую электроэнергетику.

– Вы, в сущности, сказали то же самое, только чуть более деликатно.

– Пока думают, но не бегут. Бегут – когда они уже это делают.

– Нет, для того чтобы они это делали, должен найтись кто-то, кто это купит.

– Это правда. А пока…

– Желающих нет.

– …адекватного покупателя, готового платить хотя бы те же деньги…

– А что, собственно, народ так запаниковал-то? Подумаешь, сказали, что будут ограничивать рост тарифов. Во-первых, только сказали – обещать не значит жениться. Во-вторых, а что ж такая несимметричность? Вот когда сами частные инвесторы решили не сильно выполнять свои обязательства по вводу мощностей в начале кризиса, им же простили. А теперь вот что-то не по ним, они заобижались. Разве не так?

– У вас очень много тезисов внутри одного вопроса. Значит, давайте просто, наверное, по частям.

– Давайте.

– Прежде всего, понятно, что коллеги сегодня не в панике. Скорее, на основании своего трехлетнего опыта, в какой-то степени на основании трех лет в принципе можно определить те тенденции и направления, куда движется ситуация, чтобы сделать осознанный вывод. Большая часть коллег, которые приходили в российскую электроэнергетику, рассматривали себя как долгосрочные инвесторы.

– Ну, и правильно.

– Там не было портфельных спекулянтов. Но в какой-то момент каждый из инвесторов, смотря ситуацию, куда она движется, для себя принимает решение. Лучше уже, наверное, ужасный конец, чем ужас без конца. Но это так, образно. На самом деле фактически, что заставляет людей все-таки об этом думать и в конечном итоге что неизбежно вываливается в то, что об этом говорят. То, что правил нет. То есть правил тех, которые обещали инвесторам, – связанных с тем, как они будут развиваться, как будет функционировать рынок и так далее, и так далее, их сегодня нет.

– Об этом я вас, собственно, спросил.

– Когда нет правил, какой смысл?

– Когда от договоренных вроде бы правил отступили в пользу инвесторов, все было хорошо?

– Никаких отступлений от правил в пользу инвесторов не было.

– А разве не многие из тех, кто приобретал пакеты в ходе реформ РАО ЕЭС, принимали на себя обязательства по инвестированию, по вводу мощностей?

– Никто с этих обязательств не сходит и не сходил, вопрос был в другом. Дело в том, что никогда не бывает односторонних обязательств…

– Да, конечно.

– …было обязательство по либерализации, формированию адекватных рынков: рынок на сутки вперед и рынок мощности, я прежде всего имею в виду генерацию. То, что у нас фактически на тот момент, как вы говорите, на начало кризиса, не было правил, которые обеспечивают долгосрочный возврат инвестиций, – это было абсолютно очевидно.

– А разве то, что было подписано в ходе реформы РАО ЕЭС, это не было долгосрочным правилом?

– Нет, конечно.

– А чего там не хватало?

– Эти правила заканчивали свою жизнь 1 января 2011 года. А возврат инвестиций в электроэнергетику осуществляется…

– Он подлиннее, конечно, да.

– 1 января 2011 года, инвестируешь четыре-пять лет, а потом еще 15-25 лет возвращаешь. И когда нет этих правил… так и возникла ситуация. Вторая тема, которая возникла, уж, извините, в конце 2008 года, а кому эти мощности нужны? В случае если потребление у нас упало чуть ли не на 8% или на 9%?

– Это правда, это правда.

– Третья ситуация: строить и грузить потребителя в условиях такой неопределенности – это все дополнительные деньги, несмотря ни на что. Это означает на него перекладывать слишком избыточную нагрузку. Потому что грубо, если сказать, что мы еще построим 25 гигаватт, например, мощностей, а потребление на этот объем не вырастет, это значит, что потребители должны будут оплачивать ни много ни мало на 25-30% больше, при том что они получают то же количество электроэнергии.

– Абсолютно логично. Спору никакого нет.

– Поэтому это не вопрос был…

– А я не предлагаю вернуться к 2008 году.

– Нет, в вашем тезисе – они там типа отказались, да, а их простили…

– Их простили. Их простили не без основания, я ж не говорю…

– Вы же бизнес-телевидение. Мы же с вами не в политику играем, а реальное дело обсуждаем.

– Политика в этом деле уже давно кончилась, хотя была, конечно. Вот, кстати, о политике. Заместитель главы Минэнерго господин Шишкин заявил, что в ряде случаев предоставляемые энергокомпаниями сведения о капитальных вложениях и операционных издержках являются завышенными. То есть, собственно, чиновник сказал, что взаимоотношения между регулирующими органами и компаниями не вполне прозрачны. Вы разделяете эту точку зрения?

– Мне сложно сказать, кого Андрей Николаевич имел в виду, потому что в его, так скажем, сфере деятельности находятся сетевые компании: атомщики, гидрики, в том числе тепловые. Поэтому мне сложно комментировать это заявление…

– А-а, без полной цитаты не получится.

– …поэтому кого конкретно он имеет в виду… Смотрите. Ситуация, что касается тепловой генерации. Нам нет никакого смысла какие-то предоставлять завышенные цифры. Все, что мы сэкономили в том или ином виде (что, слава Богу, еще не забирают), – это наше. Что касается, например, новых мощностей, там стоит нормативная стоимость строительства. Все, что я сэкономил от нормативной стоимости строительства, – это заработано. Поэтому нам завышать эти цифры смысла никакого нет.

– По вашему мнению, то, что сейчас известно об энергогенерации в России, – все это истинные цифры, они не искажены.

– Да нет, конечно. Но здесь надо разбирать, как говорится, case by case.

– Да, я понимаю, что в каких-то случаях может быть отдельная история.

– Поэтому нельзя делать общих оценок на основании частных случаев. А мы достаточно часто берем, выдергиваем какой-то факт, начинаем все…

– Вот, видите, может быть, господин замминистра показал, что такая тенденция есть.

– Да эта тенденция на самом деле… когда система регулирования была КОС плюс – затраты плюс, то есть сколько показал затрат, столько, грубо говоря, тебе дали, чуть добавили на расширенную жизнь. Что касается тепловой энергии, сейчас смысла в этом нет. В сетях сегодня, конечно, то же самое: чем больше показал, тем больше.

– А в этом смысле тогда вопрос тоже довольно естественный. То, что правительство решило ограничить рост энерготарифов, – это понять можно, а почему это оказалось бичом только для генерирующих компаний, – понять нельзя. А сетевых это никак не затрагивает? Сетевых, сбытовых?

– Ну, смотрите, на самом деле здесь в чем фундаментальный вопрос. Простое ограничение тарифов без изменения системы стимулов – куда двигать, что оптимизировать – загоняет проблему внутрь, но ее не решает; оно ее откладывает на какое-то время, но фундаментально вопросы эффективности из-под палки, к сожалению, не решаются.

– А как они решаются – уговорами? Именно из-под палки они и решаются!

– Ну, конечно, нет.

– Вас жизнь заставляет повышать эффективность, вы заставляете…

– Подождите, подождите… Самая правильная мотивация – экономическая, тебе должно быть выгодно повышать эффективность. Каждому из этих субъектов. Например, системный оператор, он говорит: чтобы у нас все было хорошо, мне нужна вся мощность, которая существует в стране генерирующая. Я не хочу, чтобы выводили мощность из эксплуатации. В результате что получается? Не происходит оптимизации, вывода из эксплуатации самых неэффективных мощностей, они все содержатся и оплачиваются потребителями. Вот, это я вам как пример говорю. Дальше, что у нас происходит с сетевыми организациями. Мы на самом деле продолжаем содержать оборудование, которое уже не нужно потребителю, мы строим новое оборудование, которое загружено меньше чем на 30%, потому что нет потребителей.

– Михаил Юрьевич, вот, когда вы сейчас говорите «мы», вы кого имеете в виду?

– Я так обобщенно…

– Ну, а все-таки, какой субъект принимает такие неразумные решения?

– А это целая совокупность…

– То есть никто?

– …в этом-то и проблема… Это Федеральная служба по тарифам, Министерство энергетики, Минэкономразвития, Федеральная антимонопольная служба, совет рынка, соответствующие субъекты и так далее, и так далее…

– Это ж как старинная история насчет костюма, который не сидит. К пуговицам претензии есть? К пуговицам нет.

– В этом проблема.

– Так, может быть, правы были критики реформы РАО ЕЭС, может быть, не надо было убирать единого субъекта, и хоть было бы понятно, с кого спросить?

– Не знаю.

– Ну, в общем, об этом действительно поздно говорить.

– Это такой философский вопрос…

– Об этом поздно разговаривать.

– …из разряда «что было бы, если бы».

– Каковы сейчас реальные показатели рентабельности в энергогенерации в России?

– Они разные.

– Ну, я понимаю, что буквально у каждого субъекта они отличаются.

– Очень дифференцированы. Ну, например, рентабельность генерации тепловой сегодня составляет диапазон от нуля, грубо говоря, до 15%. Есть отдельные случаи типа ОГК-4, где очень хорошие новые мощности в правильном месте – там, может быть, 20%. Есть гидро- и атомная индустрия, у которых рентабельность составляет 40-50%, то есть очень большая дифференциация.

– А скажите, пожалуйста, в какой степени это соответствует среднемировым показателям? Тепловая везде вот так?

– Рентабельность по EBITDA в Европе 35%.

– Существенно выше, чем здесь.

– Я просто поясню вам. Ситуация следующая. Электроэнергетика – самая капиталоемкая индустрия на единицу продаваемой продукции. Самая. Нет индустрии, которая более капиталоемка.

– Ну, каждый, кто хоть раз видел плотину, он собственно понимает…

– Дело даже не в плотине. Плотина, станция, и так далее, и так далее. Для нормального воспроизводства она должна генерировать достаточный поток, чтобы себя нормально воспроизводить и инвестировать в новое строительство.

– Абсолютно очевидно.

– Сегодняшний уровень рентабельности тепловых станций абсолютно очевидно говорит о следующем: нет возможности осуществлять нормальное воспроизводство, и это проблема, для индустрии это проблема. Это угроза для потребителей, в конечном итоге, это в целом угроза для надежности функционирования всей системы.

– Что вы видите в последних месяцах, последнем годе из правительственной политики, что показывает, что правительство эту проблему понимает?

– Ну, во-первых, сейчас эта тема обсуждается, например, в этой созданной премьером стратегии…

– 2020.

– …2020, да. Там, действительно, обсуждается это в очень таком прикладном режиме в целом. И готовится целый комплекс предложений по поводу того, что нужно сделать в короткую и длинную перспективу. Ну, в частности, во-вторых, потребители, в общем, продемонстрируют уже интересные действия по поводу того, что они начинают голосовать ногами, это тоже очень тревожный сигнал. И люди начинают это понимать, я имею в виду Минэнерго, Минэкономразвития…

– Строят собственные мощности и отключаются от системы.

– А скажите, пожалуйста, хорошо ли это с точки зрения хозяйства? Это существенно роняет устойчивость системы энергоснабжения России?

– Это не роняет устойчивость. Оно просто лишает потребителей определенных субъектов. Это действующие генерирующие компании, электрические сети и сбытовые компании.

– То есть в итоге получится, что они, хотя они объективно нужны, не имеют возможности поддерживать свой бизнес?

– Они в действующей модели будут не нужны, потому что у потребителя будет свое.

– Не у всех же. Не все могут себе позволить свои генерирующие мощности.

– Не у всех. Проблема в том, что на оставшихся потребителей постоянные расходы, которые остаются, будут валиться еще больше…

– А они, естественно, этого выдержать не могут. Михаил Юрьевич, а я вот читал такое соображение, что люди, инвестировавшие в электроэнергетику России, ожидали более скорой окупаемости своих инвестиций, чем принято в отрасли в других странах мира. Это так?

– Те, с кем я общаюсь, исходя из тех денег, которые люди платили, в общем, они не ожидали очень быстрого возврата инвестиций. Семь-восемь лет – это вполне адекватно…

– Это соответствует мировому опыту?

– Да. Что касается таких инвестиций в покупку акций – это еще более длительная перспектива, что касается строительства генерирующих мощностей, то те расчетные модели, которые были, они показывали нормальный 10-12-летний период окупаемости этих проектов.

– В условиях непрерывного роста тарифов?

– В условиях рыночного ценообразования. Вопрос непрерывного роста тарифов… там предполагалась следующая модель, что где-то до 2015 года они растут, конечно, не такими темпами, особенно для конечного потребителя. Никто не думал, что сетевые тарифы так сильно вырастут, в общем, тогда еще об этом не думали. А после 2015 года произойдет стабилизация и даже плавное снижение.

– Насчет плавного снижения, поскольку оно тем более планировалось Бог весть на когда, – это отдельный вопрос.

– Нет, я могу сказать, что в целом расчетные модели практически у всех показывают, что в тех условиях, которые предполагались, ввод новых мощностей (как раз к 2015 году все новые мощности должны были быть достроены) при тех темпах роста спроса – примерно 1-1,5% сейчас по факту есть (ну, я имею в виду, сейчас такая тенденция складывается), это будет реально падение цены, потому что рыночные механизмы будут давить вниз.

– Но ведь уже сейчас…

– Это я имею в виду оптовый рынок, не беря тему, какие будут сетевые тарифы и какая будет их динамика.

– Это гораздо более сложный вопрос, я понимаю.

– Для конечного потребителя две трети для малого и среднего потребителя две трети в цене – это не генерации, это сети.

– Вот, вы только что сказали, что рост по факту существенно обогнал ожидания. Не означает ли это, что сегодняшние…

– Рост по факту для конечного потребителя…

– А не для производителя.

– Что касается оптового рынка, цены реально отстали от тех прогнозов, которые были первоначально по оптовому рынку. А по рознице почему получилось опережение? Из-за недооценки сетевой составляющей в тарифе.

– Вы говорите, что сейчас вполне прикладным образом обсуждаются меры, которые необходимо принять в ближайшей перспективе и более дальней. Имеется в виду с учетом точки зрения всех сторон вопроса?

– Конечно.

– Что это за меры? Особенно если говорить о краткосрочной?

– Подождите. Первое. Не обсуждаются краткосрочные решения.

– Вы сказали. Я вас цитирую…

– Подождите…

– …что на Стратегии-2020 обсуждается как короткая перспектива, так и более дальняя.

– Короткая в этой перспективе это год-два, а не три-шесть месяцев.

– Три-шесть месяцев вообще до выборов никто ничего делать не будет, даже теоретически.

– По идее можно принять любые решения, судя по тому, как мы в первом квартале приняли соответствующие решения, все можно сделать даже и сейчас. Второй вопрос, насколько мы готовы рисковать и закручивать гайки, то есть здесь баланс политики, экономики…

– Хорошо, в пределах года-двух что нужно делать?

– Ну, совершенно очевидно, нужна полная реконфигурация системы регулирования с учетом предыдущего опыта. И по оптовому рынку, и по сетям, и по рознице. Это то, что нужно будет сделать, – доконфигурировать и сделать по сути новые правила. Не то чтобы ужесточить – ввести более справедливую ситуацию, например, в регулировании тарифов на сети, создать правильную систему на вывод мощностей, на оптимизацию, более серьезную оптимизацию операционных затрат, снижение возможности накачивать затратами котлован, то есть там очень много нюансов и деталей. В рознице посмотреть на ситуацию… опять же вернуться к истокам и стимулировать конкуренцию. На оптовом рынке фактически мы сейчас обсуждаем изменения модели и уход от двуставочной модели к одноставочной. Ну, я такими профессиональными терминами рассуждаю…

– Ну, видите, поскольку эти разговоры более или менее интенсивно ведутся уже довольно много лет, некоторые из них стали широко известны. В частности, разговоры о том, что все надо делать не так с сетями, буквально дословно шли точно такие же несколько лет назад.

– Ничего подобного. Я поскольку в индустрии достаточно давно, тема перехода использования действительно прогрессивного метода регулирования – возврат на вложенный капитал, – три года назад это решение было принято, но то, как мы его реализовали, какие мы создали механизмы стимулов для накачивания операционных инвестиционных затрат без каких-то ограничителей сверху, без системы мотивации на повышение эффективности… Ну что такое система мотивации? На 2% надо снижать каждый год операционные затраты. Притом что резерв там по отдельным компаниям составляет 50%.

– Это означает только одно, что у сетевых компаний были гораздо более мощные лоббисты, чем у других участников процесса.

– Да они просто государственные.

– Государственные есть компании с разных сторон прилавка. Есть генерирующие компании государственные…

– Смотрите, все государственные компании… там просто…

– Там сплошь государственные?

– Смотрите, атомщики и гидрика – это государственные.

– Вот.

– Даже у нас «Иркутскэнерго», она же частная компания, так вот она функционирует в совершенно других системах и правилах, потому что негосударственная. То есть сетевые организации большей частью государственные, в этом проблема. Здесь надо вводить единые правила, единые, достаточно жесткие и справедливые подходы для всех, независимо от формы собственности. Это важно. Это правильный сигнал для всех. И в этом смысле, наверное, неким ответом является тема приватизации – как некий противовес тому, что сейчас происходит.

– Видите ли, какое дело, вроде тема приватизации тоже в годы реформы ЕЭС была тщательно обсуждена. Тогда же почему-то (я уж сейчас не могу вспомнить почему, наверняка вы знаете) было решено, что какие-то центральные сетевые ресурсы остаются государству.

– С моей точки зрения, на тот момент а) не было инвесторов, которые бы туда вложились. Это очевидно. Во-вторых, нельзя…

– О каких деньгах тут идет речь, какого порядка?

– Десятки миллиардов долларов. На самом деле электроэнергетика, если говорить про тепловую генерацию, –была крупнейшей приватизационной сделкой вообще в истории России. То есть в целом было привлечено порядка, насколько я помню, чуть ли не 40 млрд долларов инвестиций. Это крупнейшая сделка под обещание либерализации, формирования правильной модели рынка. Были привлечены огромные деньги.

– И теперь нужна…

– И к этому надо было еще сетевой комплекс, по масштабам чуть поменьше…

– Примерно такая же сумма.

– …чуть поменьше, но примерно такая же сумма. Но просто не было таких денег.

– Насколько я понимаю, сейчас разговор о приватизации сетевого хозяйства не ведется?

– Сейчас начинается обсуждение этого вопроса, потому что на всю страну куча распределительных сетевых компаний, но никому не с чем сравнивать. Ведь сетевой бизнес на самом деле достаточно простой, линейный, хорошо структурированный. Его очень хорошо делать в режиме бенч-маркинга, сравнивать систему, как управляется здесь, там…

– Так это же очень простой управленческий ход, а почему это не делается?

– Вот удивительно. Мы тоже не понимаем.

– Но вы, которые как раз с той стороны прилавка, вы хотели бы именно этого?

– Очевидно, это надо двигать. Нужно вводить дифференцированный подход с точки зрения снижения затрат для сетевых компаний.

– Дифференцированный в каком отношении?

– По системе бенч-маркинга. Где-то снижать затраты вообще невозможно, там, скорее, может быть, даже повышать зависимость от того, в какой политической ситуации повышали ли там тариф, а кому-то надо делать не 2% в год, а 10%. И это будет еще мало.

– Как вы себе представляете, кто должен это делать?

– Регулирующий орган. Федеральная служба по тарифам и Региональная энергетическая комиссия.

– То есть вы хотите, чтобы в этом отношении система осталась прежней, просто они принимали бы…

– Она останется всегда такой. Это монопольный бизнес, который всегда должен оставаться в системе такого понятного регулирования. Но эта система должна быть справедливой и создавать правильную систему стимулов для них. Снижать издержки в нормальном режиме, потому что средняя температура по больнице… ну как бы у кого плохо, дальше некуда, а у кого очень хорошо, за 25 лет он достигнет предела повышения эффективности. Сетевые тарифы, например, в Европе за 10 лет, за два по сути тарифных периода, сократились на 45%.

– Вот за последние десять лет?

– За последние десять лет.

– Это неимоверно быстро. А что, собственно, произошло? Они перевооружились?

– Вы знаете, там организация процесса на самом деле, автоматизация, там масса возможностей для оптимизации – отказ от ненужного оборудования и так далее, и тому подобное. Это было, так сказать, спровоцировано гонкой за эффективностью. Фантастический результат.

– Но если известно, как это делается, как эту гонку спровоцировать, так почему ее не спровоцировать?

– Вот так вот.

– Значит, ваших совокупных лоббистских возможностей всех энергопроизводителей не хватает, чтобы это сдвинуть?

– Подождите минуточку. Понимаете, ситуация следующая. Нас вынуждает сегодня говорить об этом этот вопрос. Потому что де-факто чего залезать в чужой карман?

– Но, секундочку, получается же… я просто об этом в самом начале и говорил…

– Но то, что сейчас произошло…

– … попытка ограничить тарифы для конечного потребителя задевает вас и не задевает сетевиков. Ведь это неправильно?

– Она и их задевает, они тоже попали под этот, грубо говоря, каток…

– В эту ситуацию.

– В эту ситуацию, да. Но это же вопрос, на какой планке кто был до этого момента. Это тоже большой вопрос. С какой высоты падать.

– У них жировой запас больше.

– Ну, он опять же я бы сказал так…

– В среднем, в среднем.

– …сильно дифференцирован, да. И в среднем, наверное, по моим оценкам, больше. Сибирские, например, сетевые компании (я просто уж, так, в экспертном режиме), конечно, зажаты более сильно. У них всегда были более низкие тарифы, притом что на самом деле что Сибирь, что европейская часть, с точки зрения эксплуатации сетевого оборудования…

– Электроны бегают примерно одинаково.

– Да, абсолютно. Оборудование примерно то же самое. Там, может быть, даже более жесткие условия функционирования сети, но все примерно то же самое. А тарифы фундаментально разные.

– Михаил Юрьевич, в последние минуты нашего разговора прошу вас сделать прогноз – пойдет так, как вы говорите, или не пойдет.

– Я, в общем, еще пока не сказал, как пойдет.

– Как вы хотели бы, как вы последние две минуты рассказывали.

– Я бы так сформулировал – я очень на это надеюсь. Потому что без этого мы получим абсолютно неэффективно функционирующую энергетику, и потребители будут действовать адекватно. Слава Богу, что сейчас у них появилась альтернатива – реальная, экономически оправданная альтернатива, это будет пододвигать нашу единую энергетическую систему к оптимизации. Иначе она просто перестанет существовать.

Для устойчивого экономического развития любой страны, и Россия не исключение, необходимо опережающее развитие электроэнергетики. Поставленная Президентом России задача удвоения ВВП требует увеличения производства электроэнергии с 890 млрд. кВт.ч (уровень 2003 г.) до 1200 млрд. в 2015 году. Попытаемся исходя из сегодняшнего состояния электроэнергетики России оценить усилия, необходимые для вывода ее на заданный уровень производства.

Установленная мощность электростанций в стране составляет около 214 млн. кВт, из которых порядка 170 млн. кВт находится в РАО «ЕЭС России». Износ активной части фондов в электроэнергетике достиг 60-65%, в том числе в сельских распределительных сетях - свыше 75%, а 15% мощностей полностью выработали свой ресурс и не подлежат восстановлению. По оценке РАО «ЕЭС», дефицит электрической мощности в 2008 году в основном в европейской части cтраны составит около 4 млн. кВт.
В 1970 - 80-х годах в России ежегодно вводилось по 7-10 млн. кВт новых энергетических мощностей. Естественно, что по истечении 30-40-летнего срока службы столько же должно выводиться из эксплуатации. В связи с тем, что в 1990-х годах в среднем вводилось не более 1 млн. кВт в год, накопился громадный долг по обновлению энергетических мощностей, устаревших как физически, так и морально.

В соответствии с Энергетической стратегией страны требуется ввести около 30 млн. кВт до 2010 года, порядка 75 млн. кВт - в период с 2010-го до 2015 года и 87
млн. кВт - с 2015-го по 2020 год. Иными словами, начиная с 2007 года необходимо ежегодно вводить от 10 до 17 млн. кВт новых энергетических мощностей.
Оценивая стоимость установленного киловатта в среднем по 600 долларов, получаем необходимый общий объем инвестиций в электроэнергетику за 15 лет в размере 120 млрд. долларов - по 6 млрд. в год в первый период и до 10 млрд. долларов после 2010 года, или в среднем ежегодно по 8 млрд. долларов.

Последние 10 лет проблема инвестиций в энергетику обсуждается достаточно широко, однако практических результатов нет. Более того, с каждым годом ситуация ухудшается. Учитывая, что аналогичное положение существует и в других отраслях топливно-энергетического комплекса, то для прогноза экономической катастрофы в России не требуется гений Нострадамуса. Мы неудержимо катимся к пропасти, при этом беспечно растрачивая громадные средства, вывозя за границу до 20 млрд. долларов
в год.
Наши оценки и оценки РАО «ЕЭС» о необходимых инвестициях в электроэнергетику страны, как и рекомендации по выходу из создавшейся ситуации, существенно различаются.

Как известно, учитывая нарастающее старение энергетического оборудования, руководство РАО «ЕЭС России» разработало программу реструктуризации своей компании с выделением из нее энергогенерирующих предприятий, требующих основных инвестиций, и выводом их на свободные рыночные отношения. По замыслам авторов программы после приватизации основной части энергогенерирующих мощностей и перевода их на либеральный рынок появится частный инвестор, причем в результате конкуренции цены на электроэнергию будут снижаться
и развитие энергетики России без особых забот государства само по себе войдет в нормальное русло.

Утверждаем, что эффект от реализации такой политики будет прямо противоположным: инвестиции не появятся, производство электроэнергии и надежность энергообеспечения будут снижаться, прибыли энергопроизводителей и цены на электроэнергию будут расти, а экономика России будет деградировать.
Попытаемся это доказать, руководствуясь здравой логикой и расчетами.
Стоимость производства электроэнергии на действующих электростанциях сегодня составляет 1-1,5 цента за 1 кВт.ч при тарифах в два раза больших. По отчету РАО «ЕЭС» за 2000 год структура тарифа была следующей:

топливо - 25,1%
оплата труда - 8,2%
амортизация - 5,8%
прибыль - 11,8%
прочие затраты - 49,1%.

Заметим, вряд ли бы Федеральная комиссия США по регулированию цен на электроэнергию приняла без полной расшифровки «прочие затраты» в размере почти 50%. При таких «прочих затратах» трудно объяснить, почему нет достаточных средств на инвестиции.
Частный инвестор в условиях российского рынка требует за кредит как минимум 12% годовых и возврата начального капитала не позднее чем через 10 лет. Таким образом, для покрытия инвестиций (возврата кредита) с учетом сроков строительства ежегодная дополнительная компонента в стоимости электроэнергии должна состав-лять около 25% от вложенного капитала, не считая эксплуатационных затрат в размере 1-1,5 цента за кВт.ч. При средних удельных ка-питальных затратах в 600 долларов на киловатт и среднегодовой загрузке электростанций в 5000 часов (в настоящее время они работают в среднем 4500 часов) дополнительная инвестиционная составляющая в стоимости электроэнергии на вновь сооружаемых электростанциях составит около трех центов за 1 кВт. ч. Отсюда следует неутешительный вывод: до тех пор пока стоимость электроэнергии на либеральном рынке не повысится до 4-4,5 цента за 1 кВт. ч (без затрат на транспорт и распределение энергии), инвестор не появится. ч (без затрат на транспорт и распределение энергии), инвестор не появится.
Согласно Энергетической стратегии России, даже для низких темпов развития ее экономики потребуется произвести в 2005 году 945 млрд., а в 2020 - 1200 млрд. кВт. ч электроэнергии, т. е. в среднем за 15 лет получается по 1070 млрд. кВт. ч ежегодно. Если за 1 кВт. ч потребители станут доплачивать по 3 цента на инвестиции, то суммарно за 15 лет они выплатят около 481 млрд. дол.
При низких для инвестора ценах на электроэнергию новые энергетические мощности вводиться не будут, а отработавшие ресурс выведут из эксплуатации, вследствие чего надежность энергообеспечения потребителей будет снижаться, а дефицит производства электроэнергии расти. Производитель энергии в условиях дефицита становится монополистом и стремится получить более высокую прибыль, увеличивая цену на электроэнергию. При этом государство, стремящееся защитить экономику от произвола энергопроизводителя, ограничивает рост цен установлением соответствующих тарифов. В результате энергетика деградирует.
Допустим, что государство для привлечения инвесторов согласится покупать у них электроэнергию по приемлемой для них цене 4-5 центов за 1 кВт.ч, а затем перепродавать ее отдельным потребителям по более низким ценам. Тогда на «либеральном рынке» появятся два вида продавцов - одни продают электроэнергию по 1-1,5 цента за кВт.ч, другие - по 4-5 центов. Но дешевой электроэнергии всем не хватит, и остальные будут покупать более дорогую. В конце концов на старых электростанциях стоимость электроэнергии постепенно возрастет до 4-5 центов, в результате чего с потребителя можно будет «выкачивать» дополнительно около 27 млрд. долларов в год.

Поскольку эта ситуация неоднократно обсуждалась на многих компетентных форумах и в публикациях, включая НТС РАО «ЕЭС», при рассмотрении реструктуризации общества, понимая слабость своих позиций в решении этой проблемы, менеджмент РАО «ЕЭС» предлагает создать Фонд гарантирования инвестиций, принимающий на себя обязанность возмещения упомянутой разницы. Бессмысленность такого решения очевидна. Ведь фонд может быть создан только за счет кредита потребителей - инвестиционной составляющей в тарифе. Спрашивается, если такой фонд создан, то почему нельзя напрямую из него производить инвестиции? При этом за счет ввода новых электростанций увеличивается доля государства в акционерном капитале и не требуется возврат начального капитала. Но если из этого фонда будет выплачиваться вышеупомянутая разница, то за шесть лет инвесторам возвратят удвоенную сумму от их начального капитала, и они станут собственниками новых построенных электростанций, лишив государство нынешнего контрольного пакета акций.

Действительно, как показано выше, на капвложения в среднем ежегодно потребуется до 8 млрд. долларов. Чтобы их собрать с потребителей при среднегодовом объеме производства электроэнергии в 1070 млрд. кВт.ч, потребуется инвестиционная компонента в тарифе в размере в среднем не 3 цента, как следует из данных РАО “ЕЭС”, а лишь около 0,8 цента за киловатт-час. При этом стоимость самих основных фондов, которых потребуется ввести около 190 млн. кВт по цене 600 долл. за киловатт установленной мощности, составит лишь 114 млрд. долл., а остальная часть собранных по версии РАО «ЕЭС» денег - свыше 360 млрд. долл. - будет подарена инвесторам в оплату за первоначальные вложения. Почему бы в таком случае капитальное строительство не финансировать непосредственно за счет инвестиционной компоненты, причем в существенно меньшем размере, накапливая ее в упомянутом фонде?
Фонд должен быть государственным при его полной прозрачности и жестком контроле расходов - только на инвестиции при создании новых энергетических объектов и разработку перспективных технологий на конкурентной основе. Ни в коем случае этот фонд не должен находится в ведении РАО «ЕЭС России», так как инвестиции из него будут осуществляться по остаточному принципу.

Инвестиционная составляющая должна изыматься из тарифа аналогично налогу и направляться на счет фонда. При этом необходимо объяснить потребителям, что если не ввести эту составляющую, то через несколько лет они будет платить во много раз больше или останутся без электроэнергии. А такое финансирование позволит вводить необходимые мощности при более благоприятных для них условиях, так как в стоимость производства электроэнергии не войдут ни процент за кредит, ни возврат капитала. Кроме того, так как основная доля инвестиций будет осуществляться из средств фонда, то из тарифа может быть изъята значительная часть амортизационных отчислений, что существенно скомпенсирует убытки потребителей от введения инвестиционной составляющей. Представителем потребителя будет государство, поэтому ввод новых мощностей увеличит его долю акций в РАО «ЕЭС».
Какие же доводы нужны еще, чтобы доказать, что политика менеджмента РАО «ЕЭС» ведет Россию к катастрофе?

Вячеслав БАТЕНИН,
чл.-корр. РАН, директор;
Виктор МАСЛЕННИКОВ,
д. т. н., проф., зав. отделом
Института высоких температур РАН

Мнение об энергетике

Сегодня средний возраст российских электростанций 32,5 года, и при действующих правилах работы рынка он будет только расти

Весь 2016 год российская электроэнергетика находилась в зоне повышенного внимания, в том числе из-за беспрецедентного (до 300%) роста капитализации ряда компаний. Но так ли все хорошо? Именно в прошлом году проблемы в секторе продолжали усугубляться. На части системных вызовов стоит остановиться подробнее.

Мощность в нагрузку

В 2016 году потребление электроэнергии в России выросло на 1,7%, таких результатов отрасль не показывала с 2012 года. Однако причина роста, к сожалению, не в резком увеличении энергопотребления промышленностью, а в экстремальных температурах летом и зимой и дополнительном дне високосного года. В условиях отсутствия четкого тренда на рост потребления одной из главных в отрасли остается проблема избыточных мощностей.

К осени 2016 года в энергосистеме было 14,6 ГВт вынужденной генерации (мощности, не востребованные в данный момент рынком, но не подлежащие выводу из эксплуатации по техническим причинам), после присоединения Крымской энергосистемы к ценовой зоне оптового рынка электроэнергии к данному объему добавилось еще 428 МВт. Переизбыток создает значительную дополнительную нагрузку на потребителей, по нашим оценкам, на уровне около 40 млрд руб. Напомним, что более 20% мощностей оплачивается потребителями не по рыночной цене, а в восемь-десять раз дороже.

При этом как раз в 2016 году, впервые с начала действия программы договоров поставки мощности (ДПМ — договор, по которому энергокомпания обязуется построить новые мощности в обмен на долгосрочный тариф, обеспечивающий доходность инвестиций), объем вывода оборудования из эксплуатации приблизился к объему новых вводов. Появился четкий тренд на выбытие неэффективных старых мощностей. По результатам отбора мощности на 2020 год, проведенного осенью 2016 года, видно, что около 4000 МВт не подавали заявки и еще около 800 МВт не были отобраны. Эти мощности также становятся кандидатами на выбытие.

Постепенное выбытие неэффективных электростанций решает проблемы избытка мощности и выгодно потребителям, так как снижает объем переплаты.

Важно понимать, что проблема переизбытка мощностей не в том, что мощности превышают спрос (в условиях рынка это только стимулирует снижение цен для конечных потребителей), а в том, что избыток формируется в основном за счет устаревших и неэффективных мощностей, которые, однако, оплачиваются потребителями. Сегодня средний возраст российских электростанций составляет 32,5 года, и он будет только расти, ведь инвестиции в сектор снижаются четвертый год подряд: с 867 млрд руб. в 2013-м до 697 млрд руб. в 2016 году.

Успокоить инвесторов

Допускать снижение объема инвестиций, а значит, замедление «омолаживания» активов нельзя. Проблема привлечения инвестиций — приоритет для энергосистемы. Пока нет серьезного роста потребления, остается время на маневр и принятие взвешенных решений. Крайне важно определиться с механизмом, который бы позволил привлечь инвестора и гарантировать возврат вложенного капитала.

Уже существующие механизмы имеют ряд недостатков: конкурентный отбор мощности (КОМ) не способен стимулировать новые инвестиции, платеж по нему компенсирует только условно постоянные затраты, а механизм ДПМ не является конкурентным, то есть объекты, построенные по договорам, не конкурируют между собой, как и вынужденная генерация, получающая высокие платежи без всякой конкуренции.

Системе явно не хватает прозрачности. Потребители хотят четко понимать, за что конкретно они платят. Сколько за надежность энергоснабжения и сколько за электроэнергию. Дискуссии на тему обоснованности размера того или иного обязательного для потребителя платежа прекратятся, как только будет внедрен конкурентный механизм. Есть потребность в обеспечении системной надежности в конкретном узле энергосистемы, и есть станция, претендующая на повышенный платеж и статус вынужденной, надо организовать конкурсный отбор, и, возможно, какой-нибудь инвестор заинтересуется строительством в этом же узле новой мощности с более скромными требованиями по платежу за мощность. Сейчас очень трудно понять реальную себестоимость электроэнергии для конечного потребителя в том или ином узле энергосистемы, а это мешает организации свободного рынка.

Такой же конкурсный подход стоит применять и к проектам модернизации и строительства новых мощностей. Потребитель хочет выбирать наиболее «дешевый» вариант и оплачивать мощность, осознавая, что было принято оптимальное системное решение.

Конечно, потребуется переходный период, в рамках которого сохранятся указанные выше проблемы, но рыночному сообществу нужен сигнал, пусть и на долгосрочную перспективу, о том, что система будет меняться. Важно увеличивать долю конкурентного ценообразования в секторе, это позволит и повысить прозрачность цены для конечного потребителя, и сформировать правильные сигналы для инвестиций в сектор. Однако в российской электроэнергетике все происходит с точностью наоборот. По решению правительства продолжается увеличение объема перекрестного субсидирования. С этого года к нему добавляются средства , собираемые «РусГидро» с потребителей для последующего распределения на территории Дальнего Востока в целях снижения тарифов. Это добавит к «перекрестке» еще около 10-12 млрд руб. ежегодно.

Преобразования в отрасли продолжаются, но дальнейшее развитие и переход к целевой модели невозможны без оперативного решения накопившихся в секторе проблем. Важнейшие задачи для правительства и регуляторов сектора на 2017 год — это решение проблемы модернизации оборудования, совершенствование и внедрение новых рыночных механизмов, преобразование рынка тепла и снижение объема перекрестного субсидирования. Работы в секторе хватит на всех, но есть опасения, что правительство не захочет делать резкие шаги в предвыборный год и время будет упущено.

Для развития электроэнергетики России потребуются беспрецедентные капиталовложения. Несмотря на начавшуюся активность электроэнергетических компаний по привлечению инвестиций, в частности, с рынка капитала, объемы капиталовложений сегодня еще явно недостаточны для устойчивого развития электроэнергетики, поскольку ежегодные вложения в неё уже в среднесрочной перспективе нужно увеличивать в несколько раз по сравнению с текущим уровнем.

Необходимость расширенного привлечения инвестиционных ресурсов в электроэнергетику требует перехода к новой ценовой политике в отрасль, которая на основе баланса интересов потребителей и производителей электроэнергии обеспечила бы энергетическим компаниям сопоставимую с другими отраслями доходность на рынке капитала. Предполагается, что реформирование отрасли и введение развитого конкурентного рынка позволит решить эту задачу.

В результате реформирования в электроэнергетике (см. раздел 3.5.5.) созданы два сектора:

− конкурентный сектор генерации энергии;

− регулируемый сектор передачи и распределения энергии.

Ценовая политика каждого из этих секторов формируется по-разному:

− главной задачей ценовой политики в генерации является последовательное развитие конкуренции на рынке электроэнергии и мощности с выходом на «равновесный» уровень цен, обеспечивающий, во-первых, приемлемость цен электроэнергии для потребителей, во-вторых, гарантированное функционирование компаний в условиях растущих цен топлива и, в-третьих, коммерческую привлекательность независимых инвестиционных проектов (например, реализуемых в рамках схем гарантирования инвестиций);

− в регулируемой сфере приоритеты ценовой политики должны быть направлены на создание широких возможностей для развития сетевых компаний и системного оператора за счет программ долгосрочных заимствований.

Рост инвестиционной нагрузки и особенно цен топлива является основным фактором роста цен на электроэнергию в ближайшие годы.

Еще одной важной задачей ценовой политики является регулирование региональной дифференциации цен на электроэнергию (см. предыдущий раздел), что особенно важно для Сибири и Дальнего Востока, где должна быть обеспечена и ресурсная и ценовая поддержка регионального промышленного роста. Здесь цены на электроэнергию должны быть не просто ниже средних по России, а настолько низкие, чтобы обеспечить конкурентоспособность электроемкой продукции на внешних рынках.

До недавнего времени финансирование инвестиционных программ РАО «ЕЭС России» осуществлялось преимущественно из целевых инвестиционных средств, то есть проводилось главным образом за счет совместных средств, основными источниками которых обычно являются амортизационные отчисления и прибыль. Амортизационные отчисления – наиболее стабильный источник формирования средств, направляемых на инвестиционные цели. Они зависят от объема и оценки используемых компанией амортизационных активов.

Сумма средств, привлекаемых за счет прибыли, определяется размерами цен на энергию, дивидендной политикой компании (политикой распределения её чистой прибыли), эффективностью функционирования и развития компании.

С завершением структурной реформы электроэнергетики и переходом к конкурентному рынку объем целевых инвестиционных средств, с помощью которых в основном финансировалась электроэнергетика до реформы, резко сократился. В этих условиях возрастает роль внешних финансовых ресурсов. При этом с учетом разделения отрасли на конкурентный и монопольный сектора потребуется прирост как государственных, так и частных внешних инвестиций.

Бюджетные и частные (заемные) инвестиции должны направляться в монопольный сектор электроэнергетики, т.е. в сетевое и диспетчерское хозяйство, атомную и гидроэнергетику, оставшуюся под контролем государства.

В тепловую генерацию (т.е. в конкурентный сектор) должны быть направлены только частные инвестиции, как в виде заемных средств, так и в форме вложений стратегических инвесторов.

Инвестиционные потребности топливно-энергетического комплекса могут превратиться в большое обременение для экономики страны. В то же время привлечение достаточных инвестиций может не состояться из-за значительных рисков и длительных сроков окупаемости энергетических проектов. Именно поэтому весьма актуален поиск возможностей для уменьшения капиталоемкости электроэнергетики, а также сдерживание роста электропотребления и особенно потребностей в увеличении установленной мощности. Уменьшением электропотребления и, в первую очередь, за счет энергосбережения можно смягчить инвестиционный прессинг в развитии электроэнергетики. Решение проблем инвестирования электроэнергетики необходимо не только для обеспечения долгосрочной энергетической безопасности страны, но и для развития её экономики в целом, а также стимулирования роста ВВП.

Контрольные вопросы

1. Каковы долгосрочные тенденции изменения цен на газ, нефть, уголь?

2. Объясните сущность перекрёстного субсидирования тарифов на электроэнергию для бытового и промышленного сектора?

3. Чем обусловлена региональная дифференциация средней цены за электроэнергию?

4. Назовите источники инвестиций в энергетику России?

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Россия унаследовала от советского периода мощную электроэнергетику и самую протяженную в мире систему электроснабжения. Это является безусловным благом. Страна богато одарена природными энергетическими ресурсами. Однако владение этими богатствами имеет и оборотную сторону – цена поддержания энергосистем в рабочем состоянии и их развития также очень высоки.

В течение последних двух десятилетий страна жила только на старых запасах. Новые мощности вводились лишь в небольшом количестве. Поэтому сегодня необходимы не только «поддерживающие», «нормальные» инвестиции в энергетику, но и инвестиции компенсирующие. Причем эта компенсация разбивается на три уровня:

− компенсация отсутствия инвестиций в 1990-х – начале 2000-х гг.;

− компенсация технологического отставания от сегодняшнего мирового технологического уровня;

− упреждающая компенсация научно-технологического прогресса, так как мир не стоит на месте и не ждет, пока мы разберемся со своими проблемами, а идет вперед.

В 70-е – 80-е гг. прошлого столетия наличие уникальных запасов природного газа рассматривались как демпфер, подушка безопасности, которая поможет пережить период перехода к эффективным технологиям использования более обильных источников энергии. Газовая пауза рассматривалась как временное явление, после чего должна была возрасти доля угля и атомной энергии. Однако газовая пауза затянулась. И она не была использована для повышения технологического уровня электроэнергетики. Возникшее в результате ощущение кажущейся неконкурентоспособности угля, гидро- и атомной энергии остановило создание в России соответствующих новых технологий, и особенно угольных, которые бурно развивались в последние десятилетия во всем остальном мире.

В ближайшие 1,5 – 2 десятилетия необходимо гармонизировать структуру генерирующих мощностей электроэнергетики России. Как уже отмечалось выше, доля газовой генерации должна быть снижена за счет вклада нетопливных электростанций (ГЭС и АЭС) и угольных ТЭС. Необходимо обеспечить техническое перевооружение и реконструкцию тепловых электростанций, а также ввод новых генерирующих мощностей с использованием новых эффективных технологий производства электроэнергии. Это позволит расширить топливную базу электроэнергетики и повысить энергетическую безопасность страны, а также устойчивость её экономики к колебаниям внешнеторговой конъюнктуры.

Развитие энергетической инфраструктуры должно опережать развитие экономики и не сдерживать его. В первом десятилетии нынешнего века усилилось доминирование ТЭК в экономике России, в которой ещё более отчётливо проявились черты сырьевой державы. Причиной этого стало, к сожалению, не умелое хозяйствование, а чрезвычайно благоприятная конъюнктура мировых энергетических рынков, где существенно возросли цены на топливо (нефть, газ и т.д.). Однако этот подарок конъюнктуры, материализованный благодаря действиям топливных компаний в ежегодных поступлениях дополнительной экспортной выручки, рассматривался финансово-экономическим блоком правительства как угроза устойчивости российской экономики и всеми мерами «стерилизовался» в золотовалютных резервах и стабилизационном фонде.

Правительство оказалось не в состоянии полностью использовать увеличившуюся экспортную выручку для повышения жизненного уровня беднейших слоёв населения и модернизации производственной сферы, транспортной инфраструктуры и жилищно-коммунального хозяйства. По неубедительным соображениям эти средства не применялись и для льготного кредитования российского бизнеса, который всё-равно заимствовал их за рубежом на внешнем рынке с весьма высоким процентом. Объём накопленных «лишних» средств размещён за рубежом в низкопроцентных бумагах и девальвируется вместе с долларом. При наличии у государства немалых «свободных» средств, состояние производственных мощностей так называемых естественно-монопольных отраслей российского ТЭК – электроэнергетики, централизованного теплоснабжения и даже газоснабжения (несмотря на большой экспорт газа) – продолжает быстро ухудшаться из-за систематической нехватки инвестиций при устанавливаемых государством заниженных ценах (тарифах) на их продукцию. Это усугубляется прогрессирующим износом действующих мощностей и отработкой месторождений топлива без адекватного прироста и освоения новых разведанных запасов.

В результате снизилась надёжность электроснабжения и нарастает угроза энергетической безопасности страны. Для предотвращения этих угроз требуются специальные механизмы обеспечения стратегической устойчивости и эффективности развития систем энергоснабжения страны и регионов.

В обеспечении надёжного энергоснабжения потребителей можно выделить главные точки риска, несущие угрозу энергетической безопасности. К ним следует отнести:

Устойчивое отставание разведанных запасов нефти от объёмов её добычи. Результатом такого отставания может стать резкое падение добычи нефти после 2015–2020 гг.;

Существующая тенденция снижения коэффициента извлечения нефти, то есть снижение нефтеотдачи пластов;

Прогрессирующее снижение добычи газа на разрабатываемых месторождениях, не компенсируемое вводом в эксплуатацию новых месторождений, что может привести к возникновению устойчивого дефицита газа в стране уже в 2012 году;

Возрастающий в электроэнергетике объём устаревшего генерирующего оборудования. К 2015 году его количество превысит 50 %; действующего оборудования;

Создание условий и механизмов конкурентного ценообразования на рынке энергетических углей, которые должны стать дешевле газа;

Реализуемость в намеченные сроки проектов сооружения нефтепровода Ташкент–Тында –Сковородино–бухта Кузьмино (ВСТО), а также газопроводов «Северный поток», «Южный поток», Западная Сибирь–Китай («Алтай»).

Создание целостной системы реализации в рыночных условиях провозглашаемой энергетической политики на уровне страны и регионов является важнейшей задачей ответственных за энергетику государственных органов, ведущих компаний ТЭК и науки.

Мировой опыт показывает, что рост экономики традиционно сопровождается ростом потребления электроэнергии. Основным фактором роста спроса на электроэнергию является рост промышленного производства. Еще одним фактором роста электропотребления является рост уровня жизни в стране. Чем он выше, тем как правило, выше электропотребление, приходящееся на одного жителя. Так, лидерами по электропотреблению на душу населения являются наиболее развитые в экономическом отношении страны, в частности, США и Канада (см. табл. 4.1)

Основу электроэнергетики России по-прежнему будет составлять её Единая электроэнергетическая система, которая в настоящее время обеспечивает около 93 % общего производства электроэнергии в стране. Сегодня ЕЭС России – крупнейшая энергосистема в мире. Отказ от единой национальной сети логически невозможен. Однако необходимо провести ревизию теоретического подхода к созданию сети с учетом вновь появившихся и ожидаемых в будущем технологических решений.

Стратегические ориентиры экономики требуют кратного увеличения вводов электростанций и электросетевых объектов даже по сравнению с советским периодом, когда электроэнергетика бурно развивалась. Доля капиталовложений в электроэнергетику в валовом национальном продукте может существенно возрасти. Это приведет к напряжению рынков капитала и наложит определенные ограничения на рост экономики. Поэтому согласование потребностей и возможностей электроэнергетики с потребностями и возможностями экономики в целом представляется крайне важным.

В переходный период понадобятся специальные механизмы государственной поддержки и стимулирования инвестиций, разработка и запуск которых должны стать составной частью мероприятий по реформированию отрасли.

В развитии энергетики необходимо уделять пристальное внимание экологической проблеме. Необходимо избежать опасности уничтожения окружающей среды в нашей стране и на нашей планете в результате успешной реализации наших планов по развитию энергетического производства и созданию эффективной современной энергетической инфраструктуры, решающей задачи надежного энергоснабжения потребителей.