Проблемы инвестирования и регулирования в рамках текущей модели

Одной из ключевых задач перехода к рынку в энергетике было создание условий для привлечения инвестиций. Следует отметить наличие целого ряда противоречивых результатов в этой области.

Созданные в ходе реформы 2003;2008 гг. генерирующие компании, где доминировал частный капитал, получили обязательства по строительству новых мощностей в соответствии с договорами на поставку мощности (ДПМ), по которым инвесторам было гарантировано возмещение стоимости инвестиций на рынке мощности в течение десяти лет. Контролируемые государством ОАО «Русгидро», ОАО «ИнтерРАО», Концерн «РосАтом» также получили плановые задания на строительство новых мощностей, которые также гарантировано должны оплачиваться потребителями на рынке мощности. Таким образом, в отрасли в 2010;2013гг. произошел инвестиционный бум, который в значительной степени реализовался с применением нерыночных механизмов, обеспечивающих приемлемую доходность инвесторам.

Отсутствуют долгосрочные рыночные сигналы и инструменты для развития электроэнергетики. Кроме нерыночного механизма договоров на поставку мощности (далее — ДПМ), крупным генерирующим компаниям очень сложно привлечь инвестиции за счет других механизмов. Следствием введения механизма ДПМ стало сдерживание инвестиционной привлекательности действующей генерации (вне ДПМ). Данный механизм гарантирует результат, но при высоких затратах и при условии, что все риски (финансовые, ошибок в размещении объектов и их избыточности) ложатся на потребителей. При значительно более низкой, чем в странах ЕС, стоимости энергоносителей для российских тепловых станций (в частности, цена природного газа в России все еще на 34,7% ниже среднеевропейской), стоимость электроэнергии для средних промышленных потребителей в России выше на 25%. Это результат хронического недоинвестирования отрасли и завышенных прогнозов роста спроса на электричество. Попытки решить указанные проблемы введением договоров предоставления мощности, по сути, переложили окупаемость инвестиций на потребителей.

К сожалению, следует констатировать, что результаты инвестиционного бума не принесли существенных изменений в состояние генерации: как указывалось выше, уровень обеспеченности генерирующими мощностями в целом не достиг пока дореформенного уровня при снижении практически в 2 раза среднего возраста основных производственных фондов. Это влечет за собой необходимость новых инвестиций для замены значительного объема выбывающих мощностей. Отставание с вводом новых мощностей может увеличить риски для устойчивости единой национальной электроэнергетической системы.

Источники инвестиций в настоящее время не так значительны, как в середине 2000;х годов. В предыдущем десятилетии конъюнктура финансовых рынков, как российских, так и зарубежных, благоприятствовала привлечению (акционерного или заемного) капитала в российскую экономику, макроэкономические показатели и оценки инвестиционного климата были на более высоком уровне, чем после 2009 г. Сейчас привлечение капитала в российскую экономику стало более проблематичным. Кроме того, в ближайшее десятилетие в России необходимо обеспечить высокий уровень инвестиций в других секторах экономики с целью обеспечения модернизации социально-экономической системы. В противном случае, если развитие пойдет по инерционному пути, возможности привлечения капитала в отрасль, как за счет бюджета, так и частных инвестиций, будут резко ограничены.

Для повторения инвестиционного бума второй половины 2000;х годов в настоящее время нет необходимых предпосылок: быстрого роста спроса, доступных финансовых источников, определенности в планах развития отрасли. Инвесторы настроены пессимистично, отмечая в качестве важнейших препятствий для развития отрасли недостатки регулирования и модели рынка, нестабильность и противоречивость «правил игры» .

Следует при этом напомнить, что Россия располагает всем спектром и весьма значительным запасом энергоресурсов, внушительной системой (хотя и нуждающейся в значительной модернизации и совершенствовании) развития энергетики, включая машиностроение и научную базу.

Отечественная экономика отстает по показателям среднедушевого потребления и электровооруженности промышленности по сравнению со многими развитыми странами, что обеспечивает дополнительный потенциальный спрос для электроэнергетики. Все это создает предпосылки для инвестиционной привлекательности сектора генерации и российской электроэнергетики в целом на длительную перспективу, но — парадоксальным образом — отрасль оказывается малопривлекательной для капиталовложений из-за неблагоприятного инвестиционного климата и накопленных проблем в регулировании и стратегическом планировании.

Одной из причин такой ситуации является неэффективное регулирование отрасли. Регулирование российской электроэнергетики в значительной степени базируется на государственных институтах, при этом функции распределены между различными структурами исполнительной власти.

По закону об электроэнергетике «государственная политика в сфере электроэнергетики направлена на обеспечение соблюдения общих принципов организации экономических отношений в сфере электроэнергетики, установленных настоящим Федеральным законом» [Федеральный закон, 2003]. В инвестиционной сфере поставлена комплексная задача, которая предусматривает несколько направлений: создание инвестиционного климата в отрасли, энергосбережение, контроль над инвестициями в естественно-монопольных секторах. В том числе по закону об электроэнергетике предусмотрена экономически обоснованная норма доходности на инвестированный капитал.

В электроэнергетике так же, как и во многих других отраслях ТЭКа и экономике в целом, в методах регулирования много непоследовательности, «ручного» управления, правила меняются часто, решения краткосрочны, и в значительной степени они связаны с макроэкономическими или социальными задачами, а не используются как инструменты развития отрасли как таковой. В частности, в предвыборном 2011 г. были заморожены розничные тарифы, а в 2014 г. были урезаны инвестиционные программы государственных компаний в отрасли (в том числе ОАО «РусГидро») и снижен уровень выплат по ДПМ (в нарушение условий этих договоров). Это явилось дестимулирующим фактором для инвесторов и повысило риски для дальнейшей инвестиционной деятельности в секторе.

В то же время тарифное ценообразование в электроэнергетике до сих пор играет подчиненную роль и регулируется государством в значительной степени как фактор влияния на инфляцию в экономике, существенно зависящий от политической конъюнктуры. В тоже время государство, как собственник и регулятор, допустило быстрый рост сетевой составляющей в тарифе для потребителей (при уже отмечавшейся выше низкой загрузке некоторых новых объектов сетевой инфраструктуры), что, как уже отмечалось, усилило мотивацию потребителей к строительству собственных мощностей и переходу к распределенной энергетике.

Зачастую на решение регуляторов на региональном уровне оказывают влияние местные власти, которые руководствуются интересами развития своих территорий, однако вопрос об эффективности таких решений для отрасли (тем более для отдельных инвесторов) не принимается во внимание. В деятельности Системного оператора в настоящее время многое вызывает вопросы, как у инвесторов, так и у потребителей. В том числе такие вопросы:

• — прогнозы совокупного спроса (и по регионам) в настоящее время часто оказываются завышенными, что дает неточный сигнал для формирования планов развития, решений на рынках электроэнергии (о требуемом уровне надежности системы) и мощности (об уровнях платежей) и увеличивает риски для инвесторов;
• — формирование резерва мощности в системе при медленном выводе (и значительных административных издержках) старых мощностей, что создает дополнительные издержки для потребителей на рынке мощности и снижает стимулы для новых инвестиций в секторе генерации.

Другой важной составляющей в неопределенности, непоследовательности, неэффективности регулирования является наличие в отрасли противоречий и помех для развития в условиях любой модели рыночного типа в электроэнергетике, решение или устранение которых напрямую зависит от действий регуляторов. Кроме рассмотренных выше проблем, как одну из ключевых следует выделить перекрестное субсидирование между различными группами потребителей. Пока все эти вопросы остаются нерешенными, и каждый их них негативно влияет на принятие инвестиционных решений в секторе генерации.

В 2011;2013 гг. стало очевидным, что модель рынка и накопившиеся проблемы требуют уточнения и решения, однако подготовка решений идет довольно медленно, что увеличивает неопределенность и заставляет инвесторов откладывать запуск новых проектов в секторе генерации, а также дает им основания говорить о необходимости новых договоров ДПМ (которые являются нерыночным инструментом и в условиях неточного прогноза спроса приводят к строительству мощностей, которые в дальнейшем мало востребованы).

Важным аспектом также является регулирование цен не только в самой электроэнергетике, но и цен на топливо, в ЖКХ, в теплоэнергетике, где, как уже отмечалось выше, также зачастую принимаются решения краткосрочные и противоречивые. Например, в «Энергетической стратегии — 2030» была предусмотрена высокая динамика цен на газ, что повышало конкурентоспособность угля как топлива (в том числе это было учтено при разработке Генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики до 2020 г.), однако в последствии при разработке среднесрочного прогноза социально-экономического развития (которую готовит Министерство экономического развития) в основу был положен прогноз, предусматривающий умеренную цену на газ. Это меняет приоритеты для будущих инвестиционных решений в секторе генерации и влияет на окупаемость уже построенных мощностей.

Еще один важный момент — реализация государственной программы по энергоэффективности, начавшейся в 2009 г. и рассчитанной до 2020 г., согласно которой энергоемкость ВВП должна снизиться на 40%. От того, насколько успешно будет реализована данная программа, зависит дальнейшая динамика спроса на электроэнергию. Пока достигнутые результаты невелики по сравнению с тем потенциалом энергосбережения, который можно реализовать. Стимулы и механизмы, которые выбирает регулятор, определяют эффективность, но она невысока.

У органов регулирования отсутствует единая с Минэнерго РФ система мониторинга перспективных цен и тарифов на электрическую и тепловую энергию в увязке с перспективами роста энергопотребления, динамикой развития генерирующих мощностей и перспективными условиями функционирования оптового рынка электроэнергии (мощности).