Противозатратная экономика отрасли

Можно ли при технологическом отставании отечественных изготовителей оборудования совместить ускоренную модернизацию на базе современных, а значит, дорогих западных технологий со снижением роста тарифов по крайней мере до уровня инфляции? Безусловно, нельзя, считает доктор технических наук, профессор, лауреат премии Совета министров СССР, заместитель министра энергетики России в 1998–2002 годах Виктор Кудрявый.

Сквозь призму истории

Если продолжать декларативные заявления о намерениях, мы будем и дальше «созидать» беспрецедентные аварии, стагнировать в топливо-использовании, ограничивать развитие экономики и иметь потери энергии в сетях на уровне 50-х годов прошлого века. Решить задачу развития отрасли без чрезмерного обременения экономики можно только при условии выполнения комплекса системных, отраслевых и общегосударственных мер. Об этом свидетельствует полувековой опыт СССР, Франции, Германии, Японии. А сегодня это демонстрирует и КНР.

Составляющие секрета универсальны и просты. Вложения в российскую энергетику за счет реновационной составляющей амортизации и бюджетных средств обеспечивали ее упреждающее развитие по сравнению с экономикой страны. Это гарантировало отсутствие ограничений мощности и обновление отрасли на основе эффективных технологий для повышения надежности энергоснабжения и снижения удельных расходов топлива.

Развитие отрасли проходило за счет оптового долгосрочного заказа смежным отраслям на оборудование узкого типоразмерного ряда, позволяющего организовать эффективный поток: изготовление – проектирование – строительство энергообьектов. Научно-технический прогресс в электроэнергетике финансировал общеотраслевой фонд НИОКР по скоординированным программам с энергомашиностроением и электротехнической промышленностью.

Пятилетние планы развития имели все проектные и строительно-монтажные главки. Это позволяло им наращивать свою производственную мощность, проводить оснащение современным оборудованием и технологиями, на равных участвовать в международных тендерах. В результате в энергомашиностроительном и энергостроительном комплексе страны была создана и поддерживалась необходимая мощность созидательного крыла отрасли. Это позволяло решать задачи инновационного развития электроэнергетики России с параметрами и единичной мощностью агрегатов, опережающими мировую энергетику.

Производственная и экономическая деятельность энергокомпаний проходила при постоянной конкуренции с нормативными затратами и потерями, соответствующими показателям лучших компаний. Известная формула «затраты плюс», искаженная либеральными экономистами, на самом деле была жесткой системой эталонного сравнения «нормативные затраты плюс нормативная прибыль». Конкуренция на рынке электроэнергии вместо ничем не обоснованных цен была конкуренцией эффективности реальных технологических характеристик, что стимулировало оптимальную загрузку действующего оборудования и повышение параметров в новых проектах электростанций.

Такая политика объективно создавала условия, когда в строительном блоке и отрасли в целом кадровый отбор руководителей проводился по профессиональным знаниям, организаторскому таланту, созидательным способностям, подтвержденным положительным опытом предыдущей работы.

Для выполнения поставленной задачи необходимо воссоздать электроэнергетику как ответственный дее-способный комплекс из крупных вертикально интегрированных энергокомпаний европейского уровня, способных решать задачи надежного и эффективного энергоснабжения национальных потребителей. Затем нужно обеспечить государственную поддержку инвестициям в расширенное воспроизводство для формирования оптовых многолетних заказов поставщикам оборудования, исполнителям работ и услуг.

В российских условиях основным показателем рейтинга оценки энергокомпаний должна быть надежность энергоснабжения, которая в конечном счете трансформируется в дееспособность и ответственность топ-менеджеров. При этом ответственность за энергоснабжение страны, региона, города, исходя из интересов потребителя, должна быть персонифицирована. Ответственность не должна возлагаться на десятки компаний ни по видам бизнеса (генерация, транспорт, распределение, сбыт), ни по разным собственникам. Это должно относиться как к текущей надежности, так и к решению проблем перспективного развития. Иначе ни надежности, ни эксергетического эффекта достичь невозможно.

Эффект укрупнения очевиден

Целесообразно за счет проведения взаимно выгодных корпоративных процедур по слиянию, поглощению и обмену активами, а также договорных отношений между энергокомпаниями образовать 6-7 вертикально интегрированных энергокомпаний (ВИК-энерго) в зоне действия объединенных диспетчерских управлений (ОДУ «Центр-энерго», ОДУ «Севзапэнерго» и др.). Всего таких ВИК-энерго на территории России будет семь, что соответствует делению по федеральным округам. Такое решение не потребует коренной ломки отрасли и может быть реализовано в регламенте корпоративных процедур менее чем за полгода.

Конечно, объединенные диспетчерские управления существуют. В зоне ОДУ с незначительной корректировкой границ уже функционируют межрегиональные структуры ОАО «ФСК ЕЭС» и дочерние зависимые общества ОАО «Холдинг МРСК». Сбытовой бизнес создается в этих зонах за счет корпоративного слияния региональных гарантирующих поставщиков. Таким образом, практически без управленческой ломки создается диспетчерская, транспортная, распределительная и сбытовая часть новых вертикально интегрированных компаний.

Сложнее решается вопрос с генерацией, так как в зоне действия каждой ОДУ функционируют шесть объединенных и 20 территориальных генерирующих компаний. Но очевидно, что проводимая политика слияния и поглощения активов «Газпромэнерго холдинга», ОАО «Интер РАО», ОАО «РусГидро», «КЭС Холдинга» «СУЭК», ОАО «ЛУКОЙЛ» и других компаний позволяет минимизировать количество договорных отношений между ними и другими собственниками по реальной ответственности генерирующего бизнеса на территории каждого федерального округа. Такая система развита за рубежом.

Формирование ВИК-энерго на территории округов дает возможность перейти к созданию окружных энергетических комиссий. Это позволит исключить несправедливое формирование тарифов в рядом расположенных регионах. Можно будет заниматься горнорудным, строительным, химическим бизнесом, исходя из реальных преимуществ сырья, логистики, хозяйственных связей, а не потому, что тариф, скажем, в Иркутске в разы дешевле, чем в Бурятии.

Мощность вновь образованных энергокомпаний (ВИК-энерго) будет примерно в 5–10 раз больше, чем отдельных ОГК и ТГК, что лишь на 20–30% меньше, чем пятерка крупнейших европейских компаний. Такое слияние будет понятно акционерам и, безусловно, положительно скажется на капитализации компаний и откроет пути финансирования отрасли.

Эффект от создания укрупненных вертикально интегрированных энергокомпаний – это не только конкретизация территориальной ответственности и инвестиционная привлекательность, кратная умноженным активам. Это серьезное противозатратное решение, которое экспертно оценивается величиной от 50 до 70 млрд. рублей в год, исходя из формулы: объединение двух простых производств обеспечивает экономию затрат около 10%, а для сложных – до 25%.

Требуется новая модель рынка

Не менее важным по эффективности противозатратным решением должен быть отказ от принятой модели маржинального спотового рынка продаж электроэнергии по равновесной цене. Отказ от регулируемого усредненного рынка электроэнергии уже в 2010 году привел к дополнительному обременению экономики на 160 млрд. рублей в год. При продолжении использования данной модели рынка, по расчету академических институтов, сверхприбыль продавца может достичь 450–600 млрд. рублей в год. При этом данное обременение российской экономики не связано с финансированием инвестиционной деятельности.

Замена модели рынка диктуется тем, что принятая у нас модель не поощряет наиболее эффективного управленца, а фактически создает заинтересованность в продолжении эксплуатации самых неэффективных электростанций в каждой ОГК и ТГК для включения их в баланс. Вместо существующей модели спотового либерального рынка экономически целесообразно перейти к усредненной модели «Единственный покупатель». Кроме этого, данная модель должна быть дополнена блоком оптимизации, который был ранее разработан и успешно использован в ЦДУ ЕЭС, а сегодня активно внедряется на рынках развитых стран.

Еще одним важным решением для модернизации отрасли является предельная четкость для потребителей, энергокоманий и инвесторов механизма финансирования инвестиционной деятельности. В соответствии с мировой практикой необходимо разделить следующим образом целевые задачи капитального строительства.

Финансирование простого воспроизводства (восстановление выработавшего ресурс потенциала) производить за счет тарифов. Это является прямой уставной задачей любой естественной монополии, выдающей потребителям технические условия на присоединение без ограничения срока действия.

Финансирование расширенного воспроизводства для развития экономики и социальной сферы в соответствии с международной практикой надо производить за счет бюджетов обоих уровней в случае, если новая инфраструктура решает общегосударственные задачи. Также это можно делать за счет частно-государственного партнерства для обеспечения эффективных энергоиспользующих производств и социально значимых объектов. И наконец, есть еще схема проектного финансирования для высокоэффективных энергетических проектов частного бизнеса.

Большая фондоемкость, длительные сроки строительства ГЭС, угольной генерации и сетевой инфраструктуры высоких параметров ставят вопрос о разработке механизма государственных гарантий банкам для перехода на общепринятую мировую практику кредитования объектов электроэнергетики на срок 25–30 лет.

Особого рассмотрения требует выбор на тендере зарубежного поставщика (подрядчика). Имеют место случаи, когда даже при равных ценах и качестве относительно российского поставщика выбирается зарубежная фирма. Это недопустимо, так как ущерб от потери налогов и рабочих мест (с учетом таможенной пошлины) при импортных поставках составляет до 30–35% от стоимости оборудования. Необходимо также обращать особое внимание на высокую стоимость запасных частей, которые российский заказчик должен будет покупать для импортного оборудования. Поэтому условием участия зарубежной компании в тендере должна быть организация производства оборудования и запасных частей в России. Очевидно, что такое решение может получить поддержку тоже только при оптовом заказе для зарубежных компаний нескольких крупных проектов.

А механизм окупаемости отсутствует

Есть серьезный смысл в проведении дополнительной проработки механизма окупаемости затрат в электроэнергетике с учетом реальной народно-хозяйственной эффективности инвестиционных проектов. Это связано с тем, что существующие механизмы расчета окупаемости затрат в электроэнергетике не учитывают общегосударственный эффект от энергетического строительства за счет налоговой эффективности новых производств, для обеспечения которых строятся энергообьекты. Усредненные показатели по зарубежным странам показывают, что окупаемость государственных вложений в инфраструктуру составляет 3-4 года, что кратно меньше отраслевых сроков окупаемости. Отсутствие такого механизма позволяет российским финансистам отказываться от использования мирового опыта бюджетных вложений в развитие национальной инфраструктуры.

Нельзя сбрасывать со счетов и общегосударственный эффект от экономии ликвидного топлива, прежде всего газа, в европейской части страны за счет ввода в эксплуатацию современных ПГУ и когенерирующих установок для производства электрической и тепловой энергии. Внедряя высокоэффективную технологию, инвестор энергообъектов фактически занимается «добычей газа» с кратно меньшими затратами, чем на новых месторождениях.

И конечно же, нужно помнить об эффективности принятия решения о налоговых каникулах при строительстве крупных энергообъектов, прежде всего ГЭС, с целью использования освободившихся средств для их дополнительного финансирования. Принятие решения о налоговых каникулах до пуска первых агрегатов позволяет на 3–5 лет сократить сроки строительства ГЭС и, соответственно, ускорить появление на рынке новых промышленных потребителей, способных производить на дешевой электроэнергии конкурентоспособную продукцию для российского и мирового рынка. Платить десять лет налоги за рытье котлована ради сохранения единства требований Налогового кодекса – слишком высокая цена за огромные финансовые потери. Подобные решения обычно принимаются для фондоемких эффективных проектов за рубежом.

Предлагаемые новации в инвестиционных механизмах для электроэнергетики позволяют ускорить строительство наиболее мощных электростанций, перенести часть тарифной нагрузки на бюджеты обоих уровней по государственно значимым объектам высокой эффективности, создать условия для привлечения долгосрочных дешевых кредитов в наиболее эффективную когенерацию на базе котельных ЖКК и обеспечить заинтересованность инвесторов и банков в развитии широко применяемого на Западе механизма проектного финансирования.

Формула топливной эффективности

Стоимость топлива составляет от 50 до 70% себестоимости. Это крупнейшая составляющая тарифа генерирующих компаний. Однако удельные расходы на отпущенный кВт·ч после перерасхода на ценовую конкуренцию не являются больше приоритетом для загрузки оборудования. Нарушается азбука эффективного топливоиспользования: приоритет пуска энергоагрегатов – наименьшие удельные расходы топлива, приоритет очередности нагружения – наименьшие относительные приросты расходов топлива. Стагнация удельных расходов за последние пять лет произошла по мере увеличения либерализации рынка электроэнергии. Потери России по этой причине около 3 млн. т.у.т. На российском рынке электроэнергии сегодня забыто привилегированное положение ТЭЦ, которое всегда определялось высокой эффективностью совместного производства электрической и тепловой энергии. Для того чтобы использовать огромный эффект городских ТЭЦ (мощность которых превосходит ГЭС плюс АЭС), необходимо в полной мере реализовать режим когенерации.

Среди мер по энергоэффективности вне конкуренции в ближайшие годы будет форсированное строительство когенерационных электростанций на базе котельных ЖКК. Если за ближайшие 5–7 лет будут построены мини-ТЭЦ хотя бы на четверти муниципальных котельных, то эффект составит около 60 млрд. рублей в год.

Топливная составляющая в тарифах значительна не только из-за низкой эффективности, но также и из-за достаточно высоких цен. В европейской части страны рост цен на газ, регулируемый ФСТ, как правило, превосходит инфляцию не менее чем на 5%. Это значит, что удорожание электроэнергии составит около 3% (а это 20 млрд. рублей). Однако если мы будем стремиться к «равновесной мировой цене», понимаемой либеральными экономистами как цена на европейском рынке минус транспортный тариф экспортируемого газа от границы, то цена вырастет более чем в два раза. Эта формула для России представляется необоснованной. Даже без учета технологической отсталости, климат и большое расстояние серьезно ухудшают экономику российского бизнеса и граждан. Поэтому цену на газ на внутреннем рынке целесообразно регулировать по формуле: цена внутреннего рынка равна цене европейского рынка, поделенная на отношение производительности труда в Европе и России. Изменение цен свободного рынка можно также проиллюстрировать ценами на уголь, которые ряд поставщиков подняли в 2010 году на 20–25%, то есть рост в два раза больше инфляции. Это тоже повлияло на рынок электроэнергии. Еще более откровенно завышают цены металлурги, которые перешли на мировые цены в 1993–1994 годах. Из-за этого часть сортамента труб и поковки для турбин дешевле покупать в Японии и США. Также ведут себя и собственники компаний цветных металлов. Алюминий для Иркутского кабельного завода (он, к слову, производит 75% алюминиевых проводов в стране) уже 15 лет продается по ценам Лондонской биржи.

При выработке государственной политики для снижения тарифов в энергетике и ЖКК необходимо или запретить сверхприбыль поставщиков для естественных монополий, или, как общепринято в мире, увеличить налог на сверхприбыль для простых ординарных товаров до 75–90%.

Внедрение оптимальных режимов работы ТЭЦ в электроэнергетике, как и освоение энергосберегающего потенциала когенерации в коммунальном секторе, не может быть внедрено только административным решением, запрещающим проектирование новых котельных для когенерационных ТЭЦ. А у нас еще много действующих котельных, которые вырабатывают тепло в два раза больше, чем ТЭЦ. Массовое внедрение когенерационных установок вступает в противоречие с режимными возможностями электрической генерации. Это связано с тем, что мощность когенерационных ТЭЦ зависит только от отпуска тепла, что не соответствует графикам электропотребления в течение суток. Нужно серьезное изменение структуры генерации в части увеличения маневренных мощностей, особенно в европейской части страны.

Все затраты – под жесткий контроль!

Кроме технологических методов повышения эффективности и снижения тарифов на электроэнергию мировая практика широко применяет общие методы контроля затрат для всех видов бизнеса. Сегодня в генерации, транспорте, распределении – как в техническом обслуживании, так и строительстве – широко применяются методы нормативного или эталонного сравнения затрат. При этом ставится задача дать заказчику исходные расчеты не только на строительство объекта, но и на его эксплуатацию и поддержание активов в работоспособном состоянии. Этой проблеме в настоящее время уделяется большое внимание в Европе, в Японии, в США.

Эталонный метод нормирования затрат – это сравнение показателей работы с лучшей компанией в каждом бизнесе и установление реальных мер и реальных сроков их достижения. Развитием этого метода стало введение системы RАВ, которая предусматривает целевые инвестиции для достижения заданных эксплуатационных показателей. Ожидаемые результаты эффективности данных методов – снижение затрат на 10–12%.

Анализ перспективных программ генерирующих, транспортных, распределительных компаний показывает, что их планы по вводу мощности, срокам, финансированию, ресурсам и совместным режимам не стыкуются по объемам и даже по принципиальным позициям. Особое опасение вызывает отсутствие координации с топливоснабжающими и электросетевыми компаниями. Перманентные актуализации инвестиционных программ также не обеспечивают координацию для получения отраслевой и региональной эффективности. В результате не достигается проектный уровень загрузки оборудования, что ведет к росту затрат, в конечном счете перекладываемых на тариф. Исходя из экономической целесообразности, очевидно, что назрела необходимость создания полноценного координирующего органа «своего Энергоплана» в электроэнергетике.

Вместо послесловия

По оценке экспертов, общая эффективность предложенных мер составит 715–840 млрд. рублей! Основными проблемами чрезмерной затратности электроэнергетики являются крупные экономические и управленческие ошибки, которые и привели к снижению государственного влияния на управление эксплуатационной, инвестиционной и инновационной деятельностью, а также отсутствие реального контроля за ценовой политикой в отрасли и у поставщиков для данной естественной монополии. Представляется затянувшейся ошибкой принятая система закупок по многочисленным отдельным договорам, не позволяющая ни одному изготовителю (исполнителю) организовать эффективный, качественный и экономный производственный процесс для всей программы модернизации.