Михаил Козырев, Редактор российского издания журнала Forbes

 

 

Высокая стоимость подключения к электросетям, вызвавшая недавно гневную реакцию премьера Виктора Зубкова в адрес предправления РАО ЕЭС Анатолия Чубайса и вообще энергетиков ("Оборзели!"), — далеко не единственная и даже не главная проблема отрасли. В ближайшие несколько лет потребителей электроэнергии ожидает такая шоковая терапия, стресс от которой может серьезно превзойти пользу. И красивые планы РАО и правительства слабо сочетаются с этой перспективой.

 

 

Эти планы явно завышены. Российская промышленность не выказывает способности расти такими темпами, которые оправдали бы стахановские обязательства энергетиков. Зато темпы освоения средств под эти обязательства могут оставить ВВП далеко позади. Что отнюдь не гарантирует создания даже гораздо более скромных мощностей, которые экономике действительно скоро понадобятся. Так что избежать энергетического голода в сочетании с высокими тарифами — а вместе с ним и торможения экономики — России будет крайне тяжело.

РЕАЛЬНЫЕ ПОТРЕБНОСТИ

В официальном прогнозе РАО ЕЭС и составленной на его основе Генеральной схеме размещения объектов электроэнергетики до 2020 г. рост энергопотребления оценивается в 4,1-5,2% в год. На этой оценке строятся инвестиционные программы РАО ЕЭС и Росатома, по которым к 2010 г. отрасль будет вводить в действие 20 ГВт новых мощностей в год. Для сравнения: мощность воспетой Евгением Евтушенко Братской ГЭС — 4,5 ГВт, станция строилась 13 лет. Не последнюю роль в формировании столь масштабных прогнозов, видимо, сыграло желание разогреть рынок в ходе распродажи генерирующих активов.

Между тем, по данным Росстата, в 2007 г. производство электроэнергии в России выросло на 2%, рост потребления составил 2,4%. Разница между прогнозируемым РАО ЕЭС минимальным показателем и фактическим темпом роста потребления в 2007 г. составила 1,7 п. п., или около 17,2 млрд кВт•ч. Много это или мало? Для производства таких объемов электроэнергии необходимо около 3,5 ГВт дополнительных мощностей. Дополнительные инвестиции исходя из стоимости строительства 1 ГВт мощности в $1,5 млрд для угольной генерации и $2,5 млрд — для АЭС составляют от $5,3 млрд до $8,8 млрд. Именно такова цена ошибки в прогнозировании будущего спроса.

Оглянемся назад. Средний рост электропотребления в 1998-2007 гг. (период возобновления экономического роста в России) составил 2,3%, рост ВВП — 6,8%. Коэффициент эластичности (рост энергопотребления/рост ВВП) — в среднем 0,34.

Стоит ли ожидать увеличения энергоемкости роста российского ВВП в среднесрочной перспективе, до 2020 г.? На наш взгляд, для этого нет никаких предпосылок. Ни цветная, ни черная металлургия, ни добыча нефти и газа — ни одна из этих энергоемких отраслей не демонстрирует признаков бума. Компании занимаются модернизацией мощностей, введенных в эксплуатацию еще в советский период. Серьезный рост производства возможен в индустрии строительных материалов и строительстве в целом. Темпы ежегодного роста здесь составляют десятки процентов. Но следует принять во внимание, например, тот факт, что сегодня в Российской Федерации цемента производится меньше, чем в советский период. Жилья вводится также меньше. Речь, таким образом, и здесь идет лишь о восстановлении объемов производства 80-х гг. прошлого века. По-настоящему новым мощным фактором роста энергопотребления могло бы стать потребление домашних хозяйств, однако его доля в балансе составляет лишь около 11%, рост сдерживается дороговизной жилья.

Итак, возьмем за основу инновационный сценарий Минэкономразвития как наиболее вероятный для развития экономики России до 2020 г. Тогда при средних годовых темпах роста ВВП 6-7% и коэффициенте эластичности роста ВВП к росту потребления электроэнергии 0,34 среднегодовые темпы роста потребления электроэнергии составят 2,2%. Это означает необходимость ежегодного ввода 4,5 ГВт новых мощностей в ближайшие годы. Плюс 1,5 ГВт новых мощностей для замещения выбывающих из эксплуатации. Общий объем необходимых новых вводов, таким образом, составляет около 6 ГВт в год. Это существенно меньше заявляемых РАО ЕЭС и Минпромэнерго показателей. Но насколько реалистична даже эта программа? Прежде всего стоит отметить, что 6 ГВт в год являются скромными лишь относительно официальных цифр РАО ЕЭС. Например, в последнюю советскую пятилетку 1986-1990 гг. на территории РСФСР было введено в эксплуатацию 35 ГВт генерирующих мощностей. То есть по 7 ГВт в год, из них 2 ГВт — атомные электростанции.

РЕАЛЬНЫЕ ВОЗМОЖНОСТИ

С 2000 г. в России в год вводилось не более 2,5 ГВт генерирующих мощностей. В основном достраивались энергоблоки, строительство которых было начато еще в советский период. С нуля был построен лишь один крупный блок — блок N 1 Калининградской ТЭЦ-2 мощностью 0,45 ГВт. Его строительство растянулось на три года вместо среднемировых для такого типа блоков полутора и обошлось в 1,5 раза дороже строительства таких блоков в Европе и Северной Америке. Возможности строительной индустрии иллюстрирует и пример достройки блока N 3 Калининской АЭС (1 ГВт). Завершение строительства блока с 55-процентной готовностью заняло три года и потребовало концентрации усилий всей атомной отрасли. Что изменилось с тех пор?

Наиболее серьезные подвижки произошли в вопросах финансирования. Продажа акций тепловых генерирующих компаний уже принесла РАО ЕЭС около 500 млрд руб. К моменту ликвидации РАО ЕЭС, то есть до июля 2008 г., от распродажи тепловых энергоактивов планируется выручить еще столько же. Около 170 млрд руб. до 2010 г. в развитие сетей и гидроэнергетики вложит федеральный бюджет. Федеральная целевая программа развития атомной энергетики предусматривает выделение до 2010 г. 253 млрд руб. С учетом собственных средств энергокомпаний, планируемых займов и кредитов совокупный объем финансирования энергетики до 2010 г. составит около 3,9 трлн руб.

С другой стороны, невиданное за последние два десятилетия финансовое изобилие сопровождается столь же беспрецедентной инфляцией, закладываемой в контракты стоимости оборудования и строительных работ. Например, в декабре прошлого года собрание акционеров ОГК-2 (доля РАО ЕЭС на тот момент — 65,5%) утвердило итоги конкурса по строительству двух угольных энергоблоков совокупной мощностью 1320 МВт на Троицкой ГРЭС. Цена была определена в 68,6 млрд руб., или $2150 за 1 кВт установленной мощности. Много это или мало? Средняя стоимость строительства угольных блоков в Китае составляет $800-900 за 1 кВт установленной мощности. Российская Уральская горно-металлургическая компания подписала весной прошлого года меморандум с французской Alstom о строительстве трех электростанций общей мощностью 1 ГВт по цене $1200 за 1 кВт. Разброс цен (особенно учитывая то, что в ходе IPO акции генерирующих компаний РАО ЕЭС продаются исходя из цены около $570 за 1 кВт мощности) свидетельствует об отсутствии у инвесторов четкого видения ценовых ориентиров и перспектив отрасли. В этих условиях приток средств от распродажи акций тепловых компаний и почти неограниченное (при нынешних ценах на нефть) бюджетное финансирование открывают возможности для завышения стоимости строительства, коррупции, делают фактически неизбежным срыв утвержденных инвестиционными программами ОГК и ТГК сроков строительства.

Но оставим в стороне вопрос о деньгах. Строительство новых энергомощностей невозможно без соответствующего развития смежных отраслей. Если следовать нынешней инвестпрограмме РАО ЕЭС, спрос на продукцию энергомашиностроения, по прогнозам РАО, вырастет в 2010 г. по сравнению с 2006-м в 8 раз, на электротехническую продукцию — в 4 раза, на услуги строительно-монтажного комплекса — в 8 раз. Действительность с этими расчетами не имеет ничего общего. Средний рост в 2006-2007 гг. ключевых для электроэнергетики отраслей промышленности составляет чуть более 10%. Это значит, что в следующие два года производство турбин, генераторов, электротехнического оборудования должно вырасти на сотни процентов. Абсолютно нереально. Темпы роста строительной индустрии составили 10,5% в 2005 г. и 18,2% в 2007 г. — и это учитывая бум в сфере жилищного строительства. Как можно выйти на большие темпы роста в сфере специального строительства, где нужны подготовленные площадки, высококвалифицированные строители и монтажники узких специальностей (а не гастарбайтеры из Таджикистана)? Использование зарубежных ресурсов в значительных масштабах затруднено. У западных производителей отсутствуют свободные производственные мощности и достаточный резерв высококвалифицированных специалистов в сфере строительства. Китайские компании пока на рынок строительства генерирующих мощностей не допущены.

Наконец, главный сдерживающий фактор — топливо. На сегодня ни одна из ОГК и ТГК не запустила строительство новых угольных блоков. Учитывая, что срок их возведения составляет от трех до пяти лет, вся тепловая генерация, которая может быть введена до 2010 г., будет газовой (срок строительства станций — 2-3 года). Однако даже оптимистичный прогноз МЭРТ предусматривает лишь 12,5-процентное увеличение поставок природного газа для нужд электроэнергетики в период 2006-2010 гг. Объем возможных поставок газа энергокомпаниям в 2010 г. можно оценить в 169 млрд м3, включая 19 млрд м3 нового предложения. При оптимистической оценке КПД парогазовых установок новых энергоблоков в 51% (текущий показатель — 40%), 10,5 ГВт — это максимальный объем газовых генерирующих мощностей, работу которых могут обеспечить поставки 19 млрд м3 топлива. Из них 2,7 ГВт уже введено в 2006-2007 гг. Таким образом, в течение трех оставшихся до 2010 г. (включительно) лет можно ожидать в среднем 2,6 ГВт в год новой тепловой генерации.

В дополнение к вводам ОГК и ТГК можно ожидать около 1 ГВт в год вводов новых мощностей Гидро-ОГК. Кроме того, до 0,5 ГВт тепловой генерации в год способны строить компании, не входившие в систему РАО ЕЭС. Перспективы ввода в эксплуатацию до 2010 г. второго блока Волгодонской АЭС малореалистичны. Таким образом, ежегодный объем вводимых до 2010 г. в эксплуатацию новых энергомощностей составит максимум 4 ГВт. Напомним, что, согласно приведенным выше расчетам, средний рост энергопотребления в ближайшие годы нами оценивается в 2,2% в год. Его обеспечение требует, в свою очередь, ежегодного ввода около 6 ГВт новых мощностей, из них 1,5 ГВт — на замещение выбывающих из эксплуатации энергоблоков. Можно предположить, что в связи с возникающим дефицитом электроэнергии программа замещения устаревших блоков будет максимально сокращена. За счет этого удастся не допустить критического отставания предложения от спроса на электроэнергию, однако ситуация останется в неравновесном состоянии. В любом случае массированного ввода в эксплуатацию новых мощностей начиная с 2010 г., вывода избыточного предложения на рынок и, как следствие, снижения цен на электроэнергию (такова логика РАО ЕЭС) ожидать не приходится.

РЕАЛЬНЫЙ БАЛАНС

Согласно утвержденному правительством в сентябре прошлого года графику либерализации цен на электроэнергию уже к 2011 г. 100% электроэнергии (за исключением поставок для населения) будет реализовываться по ценам, определяемым рынком. Каков будет их уровень? Согласно официальным прогнозам Минэкономразвития, темпы роста цен составят около 12,5% в 2009 г., 13,5% в 2010 г. и достигнут уровня 1 руб. за 1 кВт•ч (цены оптового рынка для Московского региона) к 2010 г. Однако реальный потенциал роста цен на электроэнергию можно оценить исходя из динамики котировок на торговой площадке АТС. В сентябре 2007 г., в период дефицита электроэнергии, вызванного выводом из эксплуатации энергоблоков в связи с ремонтной кампанией, цена на спотовом рынке "сутки вперед" достигала 1150 руб. за 1 МВт•ч (почти двукратное превышение регулируемого тарифа — 610 руб. за 1 МВт•ч для Москвы, включая плату за мощность). В первые дни января 2008 г. в связи с задержками в заключении долгосрочных договоров на поставку электроэнергии по регулируемому тарифу котировки на торговой площадке АТС достигали уровня 1200 руб. за 1 МВт•ч при тарифе ФСТ 750 руб. за 1 МВт•ч для Москвы. По мере увеличения сектора свободного ценообразования средняя цена будет все больше подтягиваться к уже обозначившейся верхней границе цен.

С нашей точки зрения, снижению цены будет способствовать иной фактор, нежели начало массового строительства новых электростанций. Многие компании окажутся просто не в состоянии работать в условиях нового уровня цен на электроэнергию. По данным Международного энергетического агентства, энергоемкость ВВП России в 11 раз выше, чем в Германии, в 6 раз выше, чем в Канаде, в 4 раза выше, чем в Польше. С выходом оптовых цен на уровень 1200 руб. за 1 МВт•ч цена электроэнергии в России фактически сравняется с уровнем цен, например, в США. Можно, конечно, говорить, что результатом электрошоковой терапии станет бум в развитии энергосберегающих технологий и компаний, работающих в этом сегменте. Однако первым непосредственным результатом станут вывод из эксплуатации производств, теряющих конкурентоспособность в связи с ростом цен на электроэнергию, дальнейшее падение конкурентоспособности отечественных производителей, а значит — сокращение темпов роста ВВП.

Внедрение самых очевидных мер по энергосбережению (рационализация работы осветительных приборов, теплоизоляция) может дать 10-15% снижения затрат электроэнергии. Сопоставимый эффект может принести изменение суточного и недельного профилей графика энергопотребления: льготные тарифы в выходные дни и ночные часы. Наконец, энергокомпании в условиях дефицита электроэнергии будут более эффективно проводить ремонт, повышать коэффициент использования установленной мощности, снижать потери в сетях и т. п. Совокупность этих мер и сжатие спроса под давлением высоких тарифов дадут, с нашей точки зрения, снижение прироста энергопотребления в течение 3-4 лет с нынешних 2,2% в год до 1,5-1,8%. Это означает сокращение объемов необходимых новых вводов до 3-3,5 ГВт в год. Сравните с заявляемыми нынешним руководством РАО ЕЭС цифрами необходимого строительства новых генерирующих мощностей — 40,9 ГВт в 2006-2010 гг. Впрочем, главный вопрос заключается в том, с какими издержками промышленность и население переживут переходный период. Те самые 3-4 года, в течение которых установится реальный баланс между имеющимся платежеспособным спросом на электроэнергию, с одной стороны, и аппетитами энергетических и строительных компаний — с другой.

Что может сделать правительство, чтобы смягчить переходный период? Для начала стоило бы заметить очевидные расхождения между прогнозами темпа роста электропотребления, на которых строятся инвестиционные программы генерирующих компаний, и фактическими темпами роста потребления электроэнергии. Необходимо скорректировать инвестиционные программы генкомпаний. Чиновникам следует внимательнее отнестись к формированию цены, конкурсам по выбору подрядчиков и строительству новых объектов (в конце концов, в Китае научились бороться с завышениями смет, почему в России нельзя?). Но главное — стоит подумать об адаптации промышленности и населения к резкому повышению цен на электроэнергию в ближайшие 3-4 года. Могут помочь адресное субсидирование малоимущих слоев населения, развитие энергосберегающих технологий. А для качественного надзора и недопущения ценовых сговоров полезно укрепить антимонопольные органы.

Но в любом случае последние словесные эскапады Виктора Зубкова на энергетическую тему — это лишь первая ласточка. Уже сейчас можно себе представить, в каких выражениях новый премьер-министр будет характеризовать ситуацию, когда цены на электроэнергию для конечных потребителей в течение считаных лет вырастут в разы.