Завершен важный этап реформы российской энергетики — проведены реструктуризация отрасли и приватизация ее многих ключевых активов, ликвидирован энергохолдинг РАО ЕЭС. Но основная работа по реализации реформы только начинается.

Несколько важнейших компаний отрасли по–прежнему принадлежат государству, и их статус не изменится по крайней мере в среднесрочной перспективе. Полная либерализация рынка электроэнергии произойдет не скоро, как и либерализация цен на газ (которые сейчас удерживаются на довольно низком уровне), а это серьезно повлияет на бизнес энергетических компаний. И поскольку реформа еще только разворачивается, новые владельцы энергетических предприятий по–прежнему не знают в точности, какими будут правила игры в отрасли.

Вечный компромисс

Российская электроэнергетика развивается иначе, чем европейская. Причин этому много. Например, обстоятельства географического рода: большие расстояния, суровый климат и связанные с ним сезонные колебания спроса. Или исторические — вроде неэффективной работы предприятий и инвестиционной деятельности, нерачительного использования природных ресурсов. Причины третьего типа коренятся в выбранной стратегии реформы, предполагающей высокую фрагментированность отрасли, особенно генерации (см. схему 1).

С экономической точки зрения одна из главных проблем — необходимость крупных инвестиций для модернизации активов отрасли. Но убедительных стимулов для таких инвестиций пока недостаточно: тарифы на электроэнергию по–прежнему достаточно низкие из–за низких цен на топливо на внутреннем рынке.

Разрабатывая программу реформы, главная цель которой — создать свободный и эффективный энергетический рынок, ее авторы стремились найти баланс между тремя стратегическими задачами.

Создать стимулы для новых инвестиций

Чтобы гарантировать стабильное энергоснабжение в будущем,  необходимо модернизировать устаревшие генерирующие, передающие и распределительные активы, а также ввести в строй новые мощности. Государство наметило крупномасштабные инвестиции в новые гидро– и атомные электростанции, однако возводить их будут лишь в отдельных регионах, к тому же даже на этих проектах слишком затягивается планирование и не соблюдаются сроки строительства. Государственные вложения не могут удовлетворить прогнозируемый рост спроса на электричество. Поэтому было принято решение обязать частных инвесторов, приобретающих генерирующие компании, строить новые электростанции.

Но чтобы инвесторы согласились взять на себя это обязательство, правительству нужно было убедить их в том, что они будут получать адекватный возврат на инвестированный капитал. Среди аргументов был прогнозируемый дефицит электроэнергии: из–за него цены на электроэнергию будут довольно высокими, что покроет переменные издержки производителей из многих регионов. При этом инвесторам пообещали, что новые электростанции смогут продавать всю вырабатываемую энергию на свободном рынке.

Еще один аргумент — создание отдельного рынка мощности, с появлением которого компании будут получать платежи за наличие располагаемых генерирующих мощностей в течение определенного времени. Это обещает и необходимую рентабельность инвестиций в новые электростанции, и стабильные доходы существующим станциям (см. врезку «Как работает рынок мощности»).

Как работает рынок мощности

И в России, и Европе цена на энергию определяется исходя из переменных затрат «предельного производителя» (электростанции с наиболее высокой себестоимостью, работающей и покрывающей спрос в данный момент). Но в России также функционирует рынок мощности: генерирующие компании будут получать платежи за само наличие располагаемых мощностей.

Платежи за мощность существуют в Испании, в нескольких штатах США, Австралии и некоторых странах Южной Америки. На большинстве европейских рынков (Германия, Франция, Скандинавские страны и т.д.) подобная модель не используется — здесь оплачивается только поставленная электроэнергия. Но в России, с ее огромными потребностями в инвестициях, такие дополнительные
платежи необходимы.

Запуск рынка мощности в России предполагается реализовать в два этапа. В 2008 г. начала работать переходная модель рынка: генерирующие компании будут продавать мощность на бирже или по внебиржевым контрактам на месяц вперед. Однако рынок во многом остается регулируемым. Для старых электростанций объем продаваемой на свободном рынке мощности будет регулироваться согласно темпам либерализации. Кроме того, ценовые заявки на аукционах будут ограничены сверху Федеральной службой по тарифам.

Окончательная модель рынка мощности будет представлять собой аукционы на получение платежей с условием, что мощности будут введены в эксплуатацию через четыре года. В аукционах могут участвовать уже работающие электростанции и инвесторы, заинтересованные в строительстве новых генерирующих мощностей. Участники, предложившие самую низкую цену (которая определяется как разница между суммой будущих доходов и стоимостью строительства), смогут в будущем не только участвовать в сбодной торговле мощностью, но и при желании получать регулируемые платежи за мощность, равные цене заявки. Платежи за мощность, таким образом, будут либо равны ценам заявок, победивших на аукционе на четыре года вперед, либо, в большинстве случаев, определяться на основании свободных двухсторонних контрактов с потребителями. Поставщики, победившие на аукционе, обязуются поддерживать или наращивать свои мощности либо строить новые электростанции, чтобы выполнить свои обязательства по объему мощностей.

Предполагается, что платежи за мощность вместе с платежами за поставляемую электроэнергию должны как минимум компенсировать полную стоимость строительства новых электростанций. Рынок мощности также снижает зависимость энергетического бизнеса от конъюнктуры рынка, что обеспечивает энергетикам более стабильные доходы. Таким образом, в ситуации, когда цены на электроэнергию низкие, рынок мощности — ключевой стимул для увеличения инвестиций. А эти инвестиции в генерирующие мощности, в свою очередь, обеспечат достаточный уровень энергоснабжения в экономике.

Защитить интересы потребителей

Реформа отрасли могла бы привести к троекратному увеличению суммарных платежей за электроэнергию и более чем двукратному увеличению тарифов для населения. Основной способ сдержать рост цен — приостановить либерализацию тарифов для населения как минимум до 2011 г. Кстати, к этому времени планировалось отпустить цены на газ, но теперь сроки пересмотрены — минимум до 2014 г. (прежде всего потому, что сейчас тарифы на газ и так быстро растут, а либерализация только подтолкнет их). Цены на электроэнергию для населения будут частично регулироваться минимум до 2020 г. В течение переходного периода доля свободного рынка будет постепенно увеличиваться.

Предотвратить доминирование отдельных игроков

Чтобы компании, доминирующие в отдельных регионах, технологических областях или поставках определенного вида топлива, не могли манипулировать ценами, авторы реформы решили до приватизации тепловых электростанций фрагментировать генерирующие активы (см. схему 2).

С этой целью — снизить степень концентрации в регионах — были созданы шесть оптовых генерирующих компаний (ОГК) и 14 территориальных генерирующих компаний (ТГК). Многие региональные генерирующие монополии были разделены, а их электростанции — распределены между ТГК и одной или несколькими ОГК. Теперь в большинстве регионов несколько генерирующих компаний.

Типичная ОГК — это четыре–шесть крупных электростанций, работающих на газе или угле и находящихся в разных регионах России. Например, в ОГК–4 входит пять электростанций, расположенных в пяти регионах, в том числе в Смоленске и Красноярске (расстояние между ними — более 4500 км).

ТГК — это обычно региональные кластеры из 5—50 небольших местных электростанций, производящих также и тепло (а это, по определению, локальный бизнес). Но ТГК не могут оказывать значительного влияния на цены в регионе из–за относительно небольшой установленной мощности (средняя установленная мощность ТГК меньше 4 ГВт). Кроме того, значительной долей производимого ими электричества в теплофикационном цикле распоряжается Системный оператор Единой энергетической системы.

Еще один способ предотвратить злоупотребления — установить 20–процентный порог доминирования во всех 32 зонах свободного перетока электроэнергии. Деятельность любой генерирующей компании, превысившей этот порог, будет тщательно контролироваться и даже регулироваться ФАС, если будут обнаружены случаи злоупотребления положением.

Успех и неопределенность

В целом инициаторы реформы нашли компромисс между этими тремя задачами. Они выстроили модель свободного рынка, состоящего из рынка электроэнергии и рынка мощности, и новую структуру собственности в отрасли.

При реализации этих замыслов были достигнуты значительные результаты. Приватизированы практически все тепловые электростанции и многие сбытовые предприятия (оставшиеся — на очереди), готовятся к продаже и отдельные распределительные компании. В отрасли тарифы все еще регулируются по старой схеме «затраты плюс фиксированная прибыль», но уже рассматривается (а иногда и запланирован) переход на более прогрессивное RAB–регулирование[1] (см. схему 3). Либерализация рынка начата согласно плану, и ожида-ется, что к 2011 г. рынок будет в основном функционировать на свободной основе (см. схему 4).

Но многие идеи реформы пока остаются не реализованными, и неизвестно, будут ли они осуществлены по первоначальному плану. И многие аспекты будущего развития отрасли пока до конца не ясны инвесторам.

Рынок мощности

Рынок мощности заработал с 1 июля 2008 г. Первый аукцион по переходной модели намечен на конец июля. Но до сих пор не понятно, будут ли АЭС и ГЭС участниками этого рынка, по каким правилам они будут функционировать в переходный период и в более отдаленном будущем. Статус долгосрочных аукционов (на четыре года вперед) все еще не определен. Возможно, правительство изменит правила игры, чтобы сдержать рост цен, а это, разумеется, отразится на рентабельности инвестиций.

Темпы либерализации

С 1 июля 2008 г. доля свободного рынка с прежних 15% выросла до 25%, но это все еще немного. После того как в июне 2008 г. изменились планы по либерализации цен на газ (см. выше), сроки либерализации энергетического рынка тоже могут быть перенесены.

Органы регулирования

Регулятивная среда в России все еще значительно отличается от европейской. В Европе инвесторы взаимодействуют в основном с одним регулирующим органом. В России же система регулирования чрезвычайно фрагментирована, она состоит из множества органов и организаций местного, регионального и федерального уровней (см. схему 5). С ликвидацией РАО ЕЭС период неясности и нестабильности не закончился. Например, только что, в мае 2008 г., было создано Министерство энергетики РФ, которое должно стать ключевым регулирующим органом отрасли.

***

С тех пор как изменилась структура правительства и были перераспределены полномочия в энергетическом секторе, инвесторы хотят понять, насколько можно полагаться на обнародованные ранее правила игры. Они ждут конкретных решений или хотя бы каких–то сигналов о том, как правительство видит дальнейшее развитие отрасли. Все еще есть риск, что найденный баланс между разными целями и интересами будет нарушен.

Ожидается, что решения по рынку мощности будут приняты в ближайшем будущем. Но насколько они прояснят судьбу этого рынка и дальнейшей либерализации отрасли, все еще не известно. Что бы ни думали по этому поводу инвесторы, российский рынок электроэнергии — по–прежнему один из самых динамичных и интересных рынков в мире.

[1] RAB (Return Asset Base, база задействованного капитала) — величина, которая устанавливается для регулирования тарифов и отражает рыночную стоимость активов компании с учетом их физического износа. Регулирование на основе RAB — установление долгосрочных тарифов (на 3—5 лет), в которые закладывается возможность для инвестора возвращать вложенные средства в долгосрочной перспективе.

 

Дэвид Хайман (David Hajman) — партнер McKinsey, Прага
Егор Чистяков — сотрудник McKinsey, Москва
Карстен Шнайкер (Karsten Schneiker) — руководитель проектов McKinsey, Москва