В. И. Карзаев, канд. эконом. наук, доцент,

И. Н. Ковалев, канд. техн. наук, доцент, Институт управления, бизнеса и права, Ростов-на-Дону

Из таблицы следует, что идет пятый десяток лет эксплуатации крупных энергоблоков, введенных в работу в начале и в середине 1960-х годов. Очевидно, что наступило время вывода их из работы примерно в той же последовательности. Относительно современной России цифры таблицы необходимо скорректировать исходя из того, что в настоящее время суммарная мощность ЭС страны составляет 215 ГВт, т. е. 65 % от таковой для СССР в 1990 году. Логично предположить, что по прошествии 40–50 лет со времени пуска станций наступает пора их ежегодного обновления: следует вводить замещающую мощность на уровне 65 % от среднегодового абсолютного прироста мощности (таблица, столбец 4), т. е. не менее Р₀ = 6 ГВт. Заметим, что проектно-нормативный срок эксплуатации ЭС ранее оценивался в 30 лет, а упомянутые сроки в 40–50 лет фигурируют в статье по факту их реальной эксплуатации.

Заметим, что спад электрической нагрузки в 1990-е годы позволил провести на ряде ЭС средние ре-монты, что позволило отсрочить восстановительный процесс. Хронически пониженная частота в энергосистемах СССР в период 1970–1980-х годов свидетельствовала о предельном и запредельном использовании установленных мощностей ЭС, и возникшая вынужденная пауза оказалась полезной. Не исключено, что и нынешний кризис предоставит такие же позитивные возможности, но рассчитывать на значительную отсрочку не приходится – даже простаивающее энергооборудование физически и морально стареет.

Итак, во избежание каскадного нарастания дефицита мощности в стране необходимо как минимум простое воспроизводство энергоблоков ЭС, оцениваемое величиной 6 ГВт в год.

Классическая схема формирования и мобилизации инвестиционно-амортизационных ресурсов в электроэнергетике предполагает следующие источники [3]:

Необходимо отметить, что все перечисленные источники финансирования инвестиций не способны сейчас, в обстановке мирового кризиса и системного экономического кризиса в стране, решить поставленную задачу. Действительно, собственные средства в силу государственного регулирования тарифов на электроэнергию не соответствуют ценовому уровню фондов электроэнергетики (см. ниже). Рассчитывать на государственные ассигнования по понятным причинам не приходится, за исключением строительства отдельных объектов. В части акционерного капитала также надежд особых нет: участие государства как совладельца конкурентного сектора энергохолдинга эпизодическое, а цены акций генерирующих компаний сильно снижены в результате кризиса.

Чуть подробнее остановимся на заемном капитале. Известно, что гигантская реформа в электроэнергетике в 1998–2008 годы проводилась для создания конкурентной среды, инвестиционно привлекательного климата в отрасли и характеризовалась выходом на мировые фондовые рынки с целью привлечения стратегических инвесторов [1, 2]. Успех реформы очевиден: удалось многократно повысить капитализацию конкурирующих энергокомпаний, доведя фондовую стоимость установленного киловатта до уровня 700 долл. США в конце 2007 года. Но мировой финансовый кризис существенно девальвировал эти достижения. Сейчас трудно сказать, когда удастся привлечь достаточные средства зарубежных инвесторов.

Поэтому представляется, что необходимые быстрые и значительные инвестиции для простого и расширенного воспроизводства генерирующих мощностей можно реально получить только посредством оперативного и кардинального изменения тарифной системы. Существующий механизм не обеспечивает необходимого притока инвестиционного капитала. Под кардинальными изменениями понимается всего лишь соблюдение главного принципа тарификации – отражать все виды затрат, связанные с производством, передачей и распределением энергии, а также планируемые отчисления и накопления для дальнейшего развития энергетики. Данный принцип сейчас не соблюдается по ряду исторически сложившихся причин.

Государственное регулирование тарифов по определенным алгоритмам [6] состоит в том, что заданные внутренние цены в стране на первичные энергоносители (органическое топливо) и вторичные (электроэнергия) в разы меньше цен внешних, мировых, экспортных. Но при этом затраты на ввод новых энергетических мощностей отвечают, как правило, мировому ценовому уровню на оборудование ЭС, который если и понижается в периоды экономических кризисов, то значительно меньше и медленнее, чем, скажем, цены на нефть.

Этот ценовой диспаритет наносит экономике значительный ущерб, серьезнейшим образом нарушая рыночно-равновесные денежные потоки между экономическими субъектами – генерирующими компаниями, нефтегазовыми компаниями (поставляющими топливо), потребителями энергии, федеральным бюджетом. Наличие в нашей современной реальной денежно-финансовой среде множества «перекрестных» потоков – это рудименты советской социалистической экономики. В рыночной экономике любое отступление от нормальных равновесных потоков по принципу спрос – предложение, включая чрезмерное «поддержание» валютного курса рубля, наносит экономике в целом ущерб. Одно дело, когда государственное регулирование решает самые необходимые социальные задачи, согласно концепции смешанной экономики, другое – когда переходу на нормальные рыночные отношения препятствуют определенные привычки, установившиеся традиции, сложности перехода, а иногда – просто непонимание или политическая конъюнктура.

Поступления в доходную часть федерального бюджета экспортных пошлин и рентных платежей должны быть минимально необходимыми, в соответствии со стабилизирующей ролью государства в смешанной экономике.

В результате зарегулированных оптовых цен на газ нефтегазовые компании получают в несколько раз заниженную выручку на внутреннем рынке, и это распространяется на 70 % добываемого газа. При этом косвенно регулируется в сторону как минимум двукратного занижения стоимость электроэнергии, поскольку примерно половина ЭС – тепловые, работающие на газе.

Ущербы от такой глобальной «схемы перекрестка» в электроэнергетике следующие:

Нельзя сказать, что эти и многие другие негативные факторы не учитываются при формировании тарифной политики [6]. Но этот взвешенный учет не отвечает рассматриваемой критической ситуации в электроэнергетике. Здесь необходимы осознание, политическая воля и политическое решение, непопулярное в силу своей непростой физико-экономической сути. Речь идет о выходе из критической ситуации за счет повышения тарифов на электроэнергию в несколько раз (см. ниже). Для 75 % населения это соответствует платежеспособности, остальному населению должна быть оказана адресная помощь. При наличии жесткой вертикали власти и достаточной «компьютеризации всей страны» это технически быстро осуществимо.

Мировой опыт международной торговли сформировал понимание того, что для максимизации общей выгоды необходима привязка всех национальных цен (внутренних) и внешних, к единой ценовой системе координат – к уровню мировых цен. Только в этом случае реализуется тенденция к равновесию спроса и предложения в широком масштабе, позволяющая получать максимум выгоды для производителей и покупателей. Отсюда и возникло понятие паритета покупательной способности, которое связало цены в национальной валюте с валютными курсами. И лишь «закрытые» государства, да еще с тотальной плановой экономикой (которым являлся СССР), могут длительное время существовать с собственными государственными ценами. Период такого существования определяется сроком истощения собственных ресурсов, самых различных по характеру, после чего наступает неминуемый крах, чему мы и явились свидетелями в конце 1990-х годов.

С начала ХХI века в стране идет поиск некоторой модели смешанной экономики, идет процесс оптимизации ее «государственной опоры». Одновременно с этим перманентно пытаются решить и проблему оптимальных тарифов на энергоносители. Однако происходит это слишком медленно (ежегодно тарифы повышаются, но лишь на несколько процентов опережая инфляцию) и валовым путем, что в принципе не может дать ощутимый результат. Если еще учесть то, что регулярно реальная инфляция превышает прогнозируемую, становится понятно, что такая метода корректировки тарифов не конструктивна.

Прежде чем рассмотреть возможный путь выхода из непростой ситуации и количественно оценить определяющие факторы, кратко остановимся на причинах возникновения указанной ценовой диспропорции. Этот вопрос не очевиден и редко упоминается, но является весьма актуальным.

Причины возникновения ценового диспаритета в стране. Опыт социалистического хозяйствования в СССР показал, что под действием разного рода факторов внешнего мира (высокая инфляция с середины 1960-х и до середины 1980-х годов, мировой энергетический кризис, начавшийся в 1973 году) и особенностей плановой экономики в стране возникла большая ценовая разница между рублями двух контуров денежного обращения – рублями наличными, обращающимися в сфере потребления, и безналичными, относящимися ко всему непотребительскому, фондовому сектору. Наличные рубли – это «легкие» рубли, формирующие фонд заработной платы, по покупательной способности эквивалентные центам. Безналичные рубли – это «тяжелые» рубли, фондовые, каждый эквивалентный нескольким долларам. Такое соотношение легко проиллюстрировать несколькими примерами.

Согласно [7], в стоимости всей промышленной продукции в 1986 году составляющая топлива и энергии составляет всего 6,7 %. В настоящее время, когда фондовые и потребительские цены определяются под влиянием рыночных отношений, энергетическая составляющая себестоимости промышленной продукции оценивается в среднем не менее 30 %.

Еще пример. В конце 1980-х годов мировая цена нефти колебалась в пределах 160–180 долл. США/т, что примерно в десять раз превышало ее рублевую цену в СССР. Аналогичная ситуация с различными видами жидкого топлива.

С другой стороны, анализ потребительских цен в России и в развитых странах, проведенный в 1990 году ИМЭМО АН СССР, показал превышение рублевых цен на большинство продуктов питания, изделий легкой промышленности и особенно электронно-бытовую технику от полутора до пяти раз над ценами в долларах.

В связи со сказанным понятно, в силу каких обстоятельств возникла ценовая диспропорция, ценовой разрыв: инвестиции в энергетике велись по безналичным рублям, а абоненты, скажем ЖКХ, расплачивались за энергопотребление рублями наличными. Функционировала, по существу, чисто распределительная, логистическая «экономическая» система, со всеми свойственными этой системе хроническими пороками. Можно понять бывшего руководителя энергосбытового департамента РАО «ЕЭС России» (российское акционерное общество «Единая электроэнергетическая система», существовавшее до 1 июля 2008 года), заявившего [1]: «Я вообще не вижу причин, по которым раньше люди, рядовые потребители, граждане, платили за электричество… Можно было не платить, никто бы слово не сказал».

К сожалению, ценовое несоответствие вынужденно сохранилось и после либерализации цен в январе 1992 года, несмотря на переход к единой денежной единице – рублю. Дело в том, что правительство Е. Гайдара по объективным причинам оставило регулируемыми около 20 % цен, цены на стратегические материалы и органическое топливо. Отпуск и этих цен грозил гиперинфляцией (и без того цены за 1992 год возросли более чем 20-кратно), что, скорее всего, и случилось бы.

В итоге до сих пор внутренние цены, например, на природный газ устанавливаются государством, и они в несколько раз ниже экспортных, достигших к лету 2008 года уровня 300–400 долл. США/ 1000 м³, или 300–400 долл. США/т. Поскольку же большинство тепловых электростанций (ТЭС) работают на газе, то этим автоматически регулируется в сторону 2, 3-кратного занижения цена генерируемой электроэнергии. Объяснение этому, как бы, объективное: значительная часть населения (не менее 20 %) и иных потребителей неплатежеспособна. Но не наносит ли огромный экономический ущерб национальной экономике такой валовый подход, когда порядка 75 % платежеспособных потребителей оплачивает лишь 30–40 % стоимости энергоносителей? А ведь этой недоплаты как раз, возможно, и не хватает для финансирования замены выработавшего свой срок энергооборудования и ввода новых мощностей.

На основе данных таблицы оценим необходимую величину амортизационных инвестиций и топливную составляющую электроэнергии исходя из среднемировых цен, что позволит выйти на реальный уровень ее себестоимости. В заключение вернемся к вопросу необходимой двухставочной тарификации.

Минимально необходимая мощность ежегодного замещения ЭС равна 6 ГВт, как показано выше. Далее оценим прирост мощностей ЭС в соответствии с расширенным воспроизводством электроэнергии, обеспечивающим экономический рост. В апреле 2007 года на заседании правительства РФ была принята за основу генеральная схема размещения объектов электроэнергетики на период до 2020 года. Согласно этой схеме (по базовому сценарию) суммарная мощность ЭС в 2020 году должна составить 340 ГВт, что соответствует наращению в 125 ГВт (ежегодный прирост около 4 %). Потребность электроэнергетики в инвестициях оценена в 420 млрд долл. США, включая рост протяженности магистральных линий электропередач и удвоения трансформаторной мощности подстанций. Получается, что каждый установленный киловатт дополнительных ЭС требует удельных инвестиций в размере 3 400 долл. США. Поскольку в работе рассматривается себестоимость электроэнергии только для ЭС, без учета сетевой составляющей, полученную удельную стоимость оценим минимально, на уровне p₀ = 2 000 долл. США. Это потребует ежегодных амортизационных инвестиций в размере I₀ = P₀p₀ = 6 ∙ 106 × 2 000 = 12 млрд долл. США.

Согласно упомянутой генеральной схеме ежегодно необходимо в среднем вводить порядка Р_р = 10 ГВт для обеспечения экономического роста, что отвечает ежегодным инвестициям на расширение ЭС порядка 20 млрд долл. США. В итоге инвестиционная составляющая суммарной стоимости электроэнергии V_и = 32 млрд долл. США.

Диаграмма Лоренца и соотношение платежей (площадки) за электроэнергию
при регулируемых и «свободных» тарифах в относительных единицах

Оценка топливной составляющей стоимости электроэнергии. Годовая выработка электроэнергии тепловыми станциями (ТЭС) в настоящее время примерно W = 700 млрд кВт•ч. В [5] показано, что каждый генерируемый киловатт-час на современной ТЭС требует 0,4 кг условного топлива. В расчете на теплотворную способность природного газа эту величину следует уменьшить на 25 %, что дает расчетное удельное топливопотребление b ≈ 0,3 кг. Условно считая все ТЭС работающими на газе, получаем годовую его потребность на уровне 200 млн т. Теперь нужно определиться с расчетной ценой газа, отражающей некоторую трендовую цену на нефть с горизонтом прогноза в несколько лет. Будем ориентироваться на цену нефти в 50 долл. США/бар., что в пересчете на тонну дает Р_н = 370 долл. США/ т. Несколько меньшая цена газа (в силу меньшей теплотворной способности) может быть принята на уровне Р_г = 0,9Р_н = 330 долл. США/ т. В соответствии с этим стоимость годового газопотребления ЭС около 70 млрд долл. США.

Для определения общей стоимости электроэнергии на шинах ЭС нужно к ранее найденным величинам а) амортизационного капитала, б) капитала расширения и в) топливной составляющей прибавить стоимость запасных частей и вспомогательных материалов, величину зарплаты и прибыли. Ориентируясь на соответствующие статистические показатели по энергосистемам РАО «ЕЭС России», примем эти дополнительные производственные затраты в размере 40 % от полной эксплуатационной составляющей V_э стоимости электроэнергии. В этом случае численное значение последней V_э будет равно около 120 млрд. долл. США.

Таким образом, примерные расчеты стоимости выработанной в настоящее время за год электроэнергии всеми ТЭС с учетов инвестиционной и эксплуатационной составляющих дали следующий результат:

V = V_и + V_э = 32 + 120 = 152 млрд долл. США.

Поэтому уровень предлагаемых тарифов на электроэнергию оказывается следующий:

β = V / W = 152 / 700 = 0,22 долл. США/ кВт•ч.

При учете сетевой составляющей в тарифе данная величина возрастает на 10–15 %. Поскольку полученная величина по меньшей мере в три раза превышает современный уровень регулируемых, «несвободных» тарифов, можно утверждать, что все сделанные в процессе оценочного расчета допущения не влияют на общность вывода: оздоровление отечественной электроэнергетики в настоящее время реально лишь за счет форсированного перехода на рыночные методы тарификации. Одновременно следует заметить, что современная методика расчета отраслевых и региональных тарифов в копейках за киловатт-час с точностью до второго знака после запятой противоречит методическому принципу соответствия расчетной модели точности исходных данных.

Переход на «свободные» тарифы потребует адресной денежной компенсации для примерно 25 % населения страны. На рисунке это отражено на диаграмме Лоренца, построенной для значения децильного коэффициента k = 13, что примерно соответствует современной дифференциации доходов населения. Принято естественное допущение, что нынешний уровень тарифов как раз полностью обеспечивается платежеспособностью всех без исключения электропотребителей. На диаграмме рыночный уровень тарифов превышает ныне действующий в три раза. Рисунок иллюстрирует то положение, что величина дополнительных доходов энергокомпаний от перехода на рыночные тарифы в несколько раз превышает величину адресной помощи малоимущим. Это и способно обеспечить приток необходимых инвестиций в электроэнергетику для амортизации и расширения основных фондов.

Знаменитый «крест Чубайса» [1] в виде пересекающихся кривых роста электропотребления и убытия мощностей электростанций в настоящее время вплотную приблизил нас к точке их пересечения. Промедление с инвестиционной экспансией в электроэнергетику может привести к непоправимым последствиям.

Недавно сам реформатор электроэнергетики заявил своим оппонентам следующее: «Какая была бы альтернатива, если не делать реформу? Удвоение тарифов на фоне дефицита электроэнергии. Это легко могло бы стать экономической, а возможно, и политической катастрофой даже для современной, стабильной России». С этим трудно не согласиться. Но нами делается попытка обосновать даже утроение тарифов! Получается, что рекомендации статьи как бы противоречат здравому смыслу и толкают страну к «экономической и политической катастрофе»! На самом деле все просто. Разразившийся экономический кризис породил огромные риски, связанные с потерей тех стратегических инвесторов, на которых была рассчитана реформа электроэнергетики. И состояние неопределенности с притоком частных инвестиций, иностранных и отечественных, может продлиться очень долго. Отсюда и сформулированные в работе предложения. А слова А. Б. Чубайса лишь подчеркивают необходимость предельного внимания и кропотливости в организации адресной помощи. Тем более что процесс «монетизации льгот» многому, должно быть, научил.

Итак, главная цель предлагаемых изменений тарифной системы в электроэнергетике – решение крайне неотложных, оперативных задач замены изношенных мощностей электростанций. Одновременно это позволит решать не менее важные, но иные по технологической сути задачи энергосбережения, задачи долгосрочные, перманентные. Для внедрения соответствующих технологий в России нужно, прежде всего, либерализовать внутренние цены на энергоносители. Дело в том, что стоимость энергосберегающего оборудования, тем более – импортного, соответствует уровню мировых цен. Поэтому здесь, как и в рассмотренной выше проблеме инвестиций в электроэнергетику, необходим паритет цен по всем компонентам. Без повышения цен на электроэнергию трудно рассчитывать на сокращения энергорасточительности народного хозяйства.

Литература

1. Бергер, М. Крест Чубайса [Текст] / Михаил Бергер, Ольга Проскурина. – М.: КоЛибри, 2008. – 448 с.

2. Гайдар, Е. Экономические записки [Текст] / Е. Гайдар, А. Чубайс. – М.: Российская политическая энциклопедия (РОССЭН), 2008. – 191 с.

3. Волков, Э. П. Проблемы и перспективы развития электроэнергетики в России [Текст] / Э. П. Волков, В. А. Баринов, А. С. Маневич. – М.: Энергоатомиздат, 2001. – 432 с.

4. Имамутдинов, И. Невидимая рука в энергетике [Текст] / И. Имамутдинов // Эксперт. – 2007. – № 25.

5. Ковалев, И. Н. Оценка перспективной себестоимости электроэнергии [Текст] / И. Н. Ковалев // Энергосбережение. – 2007. – № 6.

6. Набиуллина, Э. С. Параметры прогноза цен и роста тарифов в инфраструктурных отраслях на 2008–2011 годы [Текст] / Э. С. Набиуллина // Новости теплоснабжения. – 2008. – № 6 (94).

7. Народное хозяйство СССР за 70 лет: Юбилейный статистический ежегодник [Текст] / Госкомстат СССР. – М.: Финансы и статистика, 1987 – 766 с.

8. Организация экономического сотрудничества и развития. Газовая промышленность и электроэнергетика: меры регулирования и реформы [Текст] // Вопросы экономики. – 2002. – № 6.

Учитывая, что в статье затрагиваются стратегические проблемы развития и реконструкции энергетики страны и предлагаются пути их финансового обеспечения, сформированные новым видением ситуации, хотелось бы узнать мнение заинтересованных специалистов по данному вопросу.

(Опубликовано в журнале Энергосбережение №2/2009).

Источник: www.abok.ru

Назад в раздел