20 лет электроэнергетики в России – от РАО «ЕЭС России» до либерализации рынка

В 2005 г. из-за аварии на подстанции «Чагино» без электричества осталось около 5 млн человек. Застряли в лифтах люди, остановились поезда метро, огромные промышленные предприятия застыли в тишине, погасли окна в магазинах, офисных центрах и многоэтажных домах – Москва погружалась во тьму район за районом. Причиной аварии назвали ошибки персонала и крайнюю, до 90%, изношенность оборудования. На рубеже 1990–2000-х гг. перебои в электроснабжении были явлением почти обыденным и случались не только в результате аварий. Сознательной, хоть и вынужденной, мерой были веерные отключения, когда энергетикам приходилось отключать потребителей целыми районами из-за нехватки топлива для поддержания оборудования в рабочем состоянии. Отрасли требовалась реформа.

Антикризисные меры

Задолженности энергетиков перед поставщиками угля и газа стали реальной угрозой для прохождения осенне-зимнего периода 1998–1999 гг. Покупать топливо было не на что. К этому времени общий объем платежей энергетикам составлял около 85%, причем основная часть осуществлялась бартером, векселями и зачетами. Живые деньги составляли лишь 20% всех платежей. Задолженности промышленных потребителей перед региональными энергокомпаниями превышали 2–3-летний объем их продаж. Рядовые энергетики выходили на массовые забастовки и голодовки, некоторым из них зарплаты не платили по полгода. В то же время в 1999 г. в стране впервые с конца 1980-х гг. начался рост потребления электроэнергии.

Огромная машина российской энергосистемы давала сбой. Управляло ею Российское акционерное общество «Единая энергосистема России» (РАО «ЕЭС России»). Компании принадлежало 72% всех генерирующих мощностей и около 96% электросетей, диспетчерские управления и сбыт. Тарифы на электроэнергию определяли региональные энергетические комиссии, исходя из затрат принадлежащих ЕЭС региональных энергокомпаний. Большинство из них были убыточными, и к концу десятилетия 20 региональных энергосистем и федеральных электростанций проходили процедуру банкротства. Отрасль нуждалась в реформировании и инвестициях.

В 2000 г. правление РАО ЕЭС принимает постановление «О мерах по исключению практики веерных отключений», запрещающее отключение добросовестных потребителей. В то же время была введена практика отключения от электроэнергии неплательщиков. Это вызвало сопротивление крупного бизнеса, не привыкшего платить за электроэнергию, и ряда губернаторов. Уже к 2001 г. удалось ликвидировать бартерную систему.

Реформа РАО ЕЭС

Устранение проблемы неплатежей не позволяло решить главную задачу по привлечению в отрасль инвестиций. Для этого правление РАО ЕЭС пошло на реформирование всей системы с переходом на рыночные механизмы. По сути реформа заключалась в разделении всей системы на естественно-монопольные (передача электроэнергии) и конкурентные (генерация и сбыт электроэнергии) виды деятельности. Государство передавало генерацию и сбыт в частные руки, сохранив контроль над сетями и диспетчером. А также над атомными и гидростанциями. Электростанции смогли продавать электроэнергию по свободным ценам на спотовом рынке или по прямым договорам.

Против реформы выступали практически все губернаторы, все политические партии в Госдуме, за исключением Союза правых сил, Совет Федерации, крупные промышленные потребители, криминал, который действительно контролировал часть энергосистемы, значительная часть ученых-энергетиков, миноритарные акционеры РАО ЕЭС и менеджмент дочерних компаний холдинга, и противостоять им всем можно было только при последовательной поддержке государства, рассказывает председатель правления РАО «ЕЭС России» в 1998–2008 гг. Анатолий Чубайс (сейчас – председатель правления УК «Роснано»): «Я хорошо помню один разговор, очередную тяжелую баталию на совещании у президента Владимира Путина с группой категорически сопротивлявшихся реформированию губернаторов во главе с Юрием Лужковым. Наши оппоненты говорили, что преобразования проводить ни в коем случае нельзя. Это развал, разрушение единой энергосистемы. И вообще, говорит Юрий Михайлович, а кто же будет управлять электроэнергетикой? В ответ раздается тихий голос кого-то из присутствующих, произнесший одно слово: «Рынок». Все оглядываются: кто это сказал? Ой, а это Путин сказал».

Распродажа активов РАО «ЕЭС России» началась в 2006 г. с покупки «Норильским никелем» контроля над ОГК-3. Крупнейшим покупателем российской генерации стал «Газпром», получивший контроль в ОГК-2, ОГК-6, «Мосэнерго» и ТГК-1, а также акции ТГК-11, ТГК-12 и ТГК-13. «КЭС-холдинг» Виктора Вексельберга приобрел ТГК-5, ТГК-6, ТГК-7 и ТГК-9. СУЭК Андрея Мельниченко купила ТГК-12 и ТГК-13. Пришли в энергетику «Лукойл» (ТГК-8), «Онэксим» Михаила Прохорова (ТГК-4), группа «Синтез» (ТГК-2), РЖД совместно с ЕСН Григория Березкина (ТГК-14). Российской энергетикой заинтересовались и иностранные инвесторы: итальянская Enel купила контроль в ОГК-5, немецкий концерн E.On AG – контроль в ОГК-4, финская Fortum – ТГК-10.

Магистральные сети напряжением от 220 кВ перешли под контроль Федеральной сетевой компании. Распределительные сети вошли в Холдинг МРСК. Позднее оба холдинга объединились в «Россети».

95% времени работы над реформой было тотальное ощущение, что сделать ее невозможно, рассказывает Чубайс: «В 2007 г. я разговаривал со своим товарищем, крупным бизнесменом. Я убеждал его, что нам осталось полшага, чтобы привлечь большие деньги в энергетику. На что он ответил, что это абсолютно несерьезно: «Какие деньги? Нужны десятки миллиардов. Ты, может быть, продашь пару станций. Но лучше тебе подумать, как ты будешь выбираться из этого дела». В 2008 г. мы привлекли в российскую энергетику 1 трлн руб., $30 млрд инвестиций. И обратите внимание: все частные инвесторы, которые пришли тогда в отрасль, до сих пор остаются».

Время инвестиций

В июле 2008 г. РАО «ЕЭС России» было ликвидировано. Единая энергетическая компания распалась на 23 независимые генерирующие компании. Однако преобразования в энергетике еще только начинались. Новые собственники должны были инвестировать в строительство генерирующих мощностей.

Развитие отрасли было определено Генеральной схемой размещения энергетических мощностей до 2020 г. А гарантировать ее исполнение должны были договоры о предоставлении мощности (ДПМ), обязательные для инвесторов. Приобретая контроль в генерирующих компаниях, инвесторы получали обязательства по строительству определенного количества новых генерирующих мощностей в установленный срок. Договоры гарантировали им возврат инвестиций через повышенные платежи потребителей, но в случае нарушения сроков ввода инвесторов ожидали штрафы.

По аналогичному механизму строились атомные и гидростанции, а также станции на возобновляемых источниках энергии (ВИЭ). Всего после окончания реформы в 2008–2018 гг. в России было введено около 43 ГВт новых мощностей. В 2019 г. правительство утвердило новую программу ДПМ, нацеленную на модернизацию имеющихся теплоэлектростанций (ТЭС) – еще около 41 ГВт до 2031 г.

Электрические сети, как естественно-монопольный вид деятельности, остались под контролем государства: 90% магистральных и 75% распределительных сетей принадлежат компании «Россети» (85,31% у Росимущества). И «Россети», и независимые территориальные сетевые компании передают электроэнергию по тарифам, которые определяют региональные власти. С 2011 г. тарифы устанавливаются по методу доходности инвестированного капитала, который позволяет сетям планировать инвестиции и привлекать деньги под гарантии будущей выручки.

Рынок появился не везде

Но либерализация электроэнергетики коснулась не всей страны. В удаленных регионах с изолированными системами энергоснабжения и там, где остались слабые сетевые связи с единой энергосистемой (Дальний Восток, Республика Коми, Архангельская и Калининградская обл.), по-прежнему действует тарифная система.

Рынок не дотянулся и до населения – жители России по-прежнему платят за электричество по регулируемым тарифам, которые не покрывают всех затрат на производство и доставку энергии. Разницу, заложенную в тарифы на передачу электроэнергии, оплачивают все прочие потребители, подключенные к распределительным сетям, в первую очередь – энергоемкие промышленные предприятия. По оценке ФАС, в 2018 г. перекрестное субсидирование в электросетях составило 220 млрд руб. Уменьшить субсидирование населения чиновники предлагали через введение социальной нормы, чтобы потребление электроэнергии сверх определенного количества оплачивалось по экономически обоснованной цене. Эту меру правительство пыталось ввести дважды – в 2015 и 2018 гг., но она так и не была реализована.

Также промышленные потребители европейской части России, Урала и Сибири оплачивают выравнивание до среднего по стране тарифа на Дальнем Востоке, где рынок электроэнергии так и не был запущен, строительство новых станций в Крыму и Калининградской области. В 2019 г. Минэкономразвития оценило общую сумму всех видов перекрестного субсидирования в 402 млрд руб. в год (до 25% в цене электроэнергии).

Промышленные потребители называют нерыночными и все формы ДПМ – они обязывают бизнес оплачивать не только строительство и модернизацию мощностей, но и гарантированную доходность инвесторов. В 2018 г. платежи по таким договорам стоили им около 430 млрд руб. По оценке Сообщества потребителей энергии, первая программа ДПМ стоила бизнесу в общей сложности 3 трлн руб. Новая программа будет стоить еще около 8 млрд руб. до 2046 г.

По рыночным принципам, на основе спроса и предложения, в российской энергетике формируется только 15–20% конечной цены электроэнергии, рассказал председатель наблюдательного совета Сообщества потребителей энергии (в 1998–2002 гг. – директор департамента управления капиталом РАО «ЕЭС России») Александр Старченко: «Все это было для того, чтобы построить рынок величиной 15% от потребления энергии? Мне кажется, что результат не пропорционален затраченным усилиям».

Старченко согласен, что реформа была нужна, но ее также нужно было закончить – ликвидировать перекрестное субсидирование и развить реальную конкуренцию: «Изначально предполагалось, что региональные энергомонополии разделятся на множество небольших и средних компаний, которые потом под воздействием рыночных факторов могут объединяться в более крупные. На деле мы имеем более чем наполовину государственную генерацию и полное отсутствие стимулов к реальной модернизации для участников процесса».

Будущее энергетики

Пока в других странах перестраивают энергетику, делая ее более распределенной для снижения затрат на электроэнергию, новая программа по модернизации ТЭС цементирует устаревающую структуру российской энергетики и фиксирует ее технологическое отставание на ближайшие лет двадцать, считает Старченко: «Если посмотреть на проекты, которые проходят отборы, это, как правило, текущие и капитальные ремонты, а не модернизация. В составе проектов по первым отборам нет газовых турбин. Хотя в мировой энергетике даже газовая турбина – это уже технология прошлого века».

«Если посмотреть на все программы и принятые решения, кажется, что картина развития российской энергетики уже сложилась», – говорит руководитель направления «Электроэнергетика» Центра энергетики московской школы управления «Сколково» Алексей Хохлов. Есть решение о том, что рост цены на электроэнергию для промышленных потребителей не должен превышать инфляцию, это создает верхнюю планку инвестиционного ресурса, который поделен между различными программами: модернизация ТЭС, поддержка ВИЭ, строительство новых атомных станций. В то же время мировая энергетика стремительно изменяется: развивается распределенная генерация, управление спросом, возобновляемая энергетика – система меняется и с точки зрения рыночных условий, и в части технологической начинки и облика, рассказывает Хохлов: «Мы застыли в традиционной энергетике и продолжаем подкручивать те же паровые турбины. Вкладываем громадный ресурс в воспроизводство электроэнергетики старого уклада. Эта система негибкая, консервативная и во многом устаревшая, она уже не отвечает требованиям и ожиданиям потребителей».

В России возобновляемая энергетика строится по ДПМ. К 2024 г. по этой программе должно появиться около 5,4 ГВт. Правительство обсуждает продление программы до 2035 г. с инвестициями в 400 млрд руб. в течение 11 лет. Это позволит построить не менее 7 ГВт зеленых мощностей, говорит Чубайс: «Это тот минимум, который необходим, чтобы процесс развития возобновляемой энергетики в России не остановился».