На данном этапе реформы можно сказать, что действия по разделению АО-энерго по видам деятельности привели к тому, что вместо 12 существовавших в Сибири АО-энерго, связанных единой технологической дисциплиной, создается в несколько раз больше мелких акционерных обществ, в которых реализация технологических связей осуществляется на основе договорных обязательств. Все это, с одной стороны, ухудшает технологическое управление отраслью, а с другой, приводит к росту издержек и тарифов из-за введения тысяч новых менеджерских должностей. Из состава АО–энерго также выводятся ремонтные, наладочные и другие вспомогательные производства, что хорошо видно на примере структуры дочерних обществ «Новосибирскэнерго», которые становятся самостоятельными юридическими лицами. Но самое главное, с ликвидацией АО-энерго в структуре энергоснабжения устраняется ключевое звено, обеспечивающее надежное электро-теплоснабжение населения и промышленности. АО-энерго как вертикальные компании несли ответственность за надежность энергоснабжения в каждом регионе страны. А теперь эти функции поручены сбытовым компаниям (гарантирующим поставщикам), у которых нет генерирующих мощностей и сетевых активов, но при этом являются ответственными за энергоснабжение. Компания, у которой отсутствуют производство и инфраструктура передачи энергии, априори не может нести бремя ответственности. Опять же примером служит калифорнийский опыт, где генерация была отделена от ответственности и сразу три компании приняли решение остановить четверть общих мощностей штата. Их действия выглядели логично с точки зрения экономики: избавиться от дорогих в эксплуатации и ремонте и ненадежных электростанций. Но летний пик нагрузки фактически отразился лишь на уровне комфорта граждан и только потом на промышленности. В наших условиях нарушение энергоснабжения — это угроза самой жизни.
Кроме совпадающих факторов имеется еще один, которого не существовало в Калифорнии. Перестройка энергетики имеет ярко выраженную электрическую направленность и совершенно не учитывает того, что большая часть энергии вырабатывается на комбинированных тепловых станциях. Достаточно взглянуть на характеристики установленных мощностей теплоэлектростанций, чтобы понять, что производство электрической энергии здесь стоит на одном уровне с производством энергии тепловой. Эта особенность в условиях сурового климата России и Сибири никак не может оставаться на втором плане.
С развитием энергетического рынка вполне прогнозируема ситуация, когда генераторы при благоприятной конъюнктуре на оптовом рынке энергии будут перераспределять мощности станций в сторону увеличения производства электрической энергии, уменьшая при этом выработку тепловой, что отрицательным образом может отразиться на потребителях. Предлагаемая на рынке цена электроэнергии станций, у которых приоритетным является производство тепловой энергии, может оказаться неконкурентной, что, вероятно, приведет к их закрытию и отрицательным последствиям для потребителей тепловой энергии.
Разделение единого электроэнергетического комплекса России на совокупность многочисленных коммерческих структур по производству, передаче, распределению и сбыту электроэнергии, действующих на конкурентном оптовом рынке, фактически снижает надежность и безопасность электроснабжения потребителей. Такое разрушение единого организма чревато возникновением системных аварий, которые в климатических условиях России могут привести к необратимым нарушениям в системах жизнеобеспечения и спровоцировать серьезный социальный кризис в масштабах страны.
Безусловно, необходимо предпринимать шаги для изменения ситуации с инвестициями в обновление фондов и строительство новых объектов энергетики. И необходимо что-то менять, но не без учета опыта стран, испытавших на себе отрицательные последствия реформирования энергетики по данной модели. Сигналом может быть и то, что сейчас энергетики развитых западных стран все больше интересуются опытом организации отрасли по образу советской модели, не дававшей сбоев даже в годы всеобщего хаоса, и ставят на первое место аспекты безопасности и надежности в ущерб чисто экономическим интересам.
Совпадение факторов калифорнийского кризиса и положения дел в электроэнергетике России говорит о том, что критическая кризисная масса если еще не достигнута, то уже очень близка. И дальнейшее движение по пути предельно рыночного варианта, не учитывающего требований надежности электроснабжения, губительно.
Российская экономика недостаточно энерговооружена, российское население все еще мало потребляет электроэнергии в домах (на душу населения в четыре раза меньше, чем в США). Потребление энергии на душу населения в тоннах нефтяного эквивалента в год составляет в США 8,7 т, в Японии - 4,3 т, в ФРГ - 4,3 т, в России - 2,0 т, в Китае - 0,23 т. Вместе с тем энергопотребление в нашей стране крайне низкоэффективное. В таких северных странах, как Швеция и Финляндия, на единицу потребления топлива в нефтяном эквиваленте в год в расчете на одного человека производится в 3,5 раза больше ВВП, чем в России.
Восстановление объемов производства в промышленности, сфере услуг, сельском хозяйстве, рост жилищно-коммунального сектора в 2000–2007 годах происходит в России неравномерно. Это означает на практике, что в ряде регионов страны уже сегодня и даже вчера потребители почувствовали нехватку, дефицит электроэнергии. Западная Сибирь и Урал, Центр России и прежде всего Москва и Московская область, Северо-Запад — Санкт-Петербург и Ленинградская область уже живут в условиях жесткого дефицита. Более чем в 20 субъектах Российской Федерации превышен уровень потребления 1991 года. Шестнадцать регионов отнесены в сезоне осенне-зимнего максимума 2006–2007 годов к категории территорий пиковых нагрузок. За дефицитом электроэнергии стоит дефицит газа. Объем потребности нашей страны (для внутреннего потребления и поставок на экспорт) в 2006 году оценивался примерно в 705 млрд м3. Внутри страны потребляется около 400 млрд м3, в том числе - электроэнергетике 156 млрд м3. Экспортные поставки - 257 млрд м3, собственные нужды «Газпрома» - 53 млрд м3.
Добыча природного газа в России начала сокращаться на сверхкрупных месторождениях синоманского газа - Уренгойском и Ямбургском. Последнее гигантское месторождение дешевого газа - Заполярное - выходит на свой максимум и не покрывает недостаток добычи на старых участках. Рост добычи возможен прежде всего на севере полуострова Ямал и на шельфе Баренцева и Карского морей (месторождения Штокмановское, Ен-Яхнинское, Южно-Русское, Бованенковское, Заполярное). Везде, кроме Заполярного, это очень дорогостоящий газ. Издержки только на его добычу без учета транспортировки будут равны его сегодняшней внутрироссийской оптовой цене - не менее 50 долларов на 1 тыс. м3.
Добыча газа ОАО «Газпром» в 2005−м и 2006 году не росла. Независимые производители газа снизили темпы роста с 10,5 до 5% в расчете на год. Добыча «Газпрома» - 550 млрд м3, независимых производителей - 95 млрд м3. Баланс газа покрывается с помощью использования центральноазиатского газа - примерно 60 млрд м3.
Если учесть, что в наиболее тяжелый период зимних холодов в январе-феврале 2006 года потребности тепловой электроэнергетики в газе удовлетворялись не более чем на 80–82%, а в ОЗМ 2007 году при относительно теплой погоде потребление электроэнергии было почти на том же уровне, что и год назад, становится ясно - этот дефицит будет возрастать.
В зависимости от оценки темпов экономического роста от 3 до 5% в год и темпов снижения удельной энергоемкости ВВП в год от 1,5 до 2,5% ожидаемый дефицит газа на 2010 год, по прогнозам экспертов Института систем энергетики им. Л. А. Мелентьева СО РАН, составляет от 40 млрд до 100 млрд м3. Официальный прогноз роста ВВП - более 6% в год в течение будущих 10 лет. Скорее всего дефицит природного газа экономика России будет испытывать в течение нескольких десятилетий.
Другая причина необходимости увеличения цен на энергоносители заключается в том, что вся инвестиционная программа электроэнергетики нацелена на значительное повышение эффективности использования топлива.
Однако технологическая перестройка электроэнергетической отрасли будет экономически обоснованной только при более высокой цене на газ так как, при сегодняшней низкой цене природного газа на уровне 40 долларов за 1 тыс. м3 экономически выгодно грузить старые мощности с низкими удельными затратами на производство из-за списанного с годами основного капитала.
Замена устаревшей техники на современную при существующих тарифах на электроэнергию растягивает окупаемость новых проектов на многие годы. Проиллюстрируем этот тезис на конкретном примере инвестиционного проекта. Был сделан анализ проекта строительства энергоблока ПГУ 400 МВт на Среднеуральской ГРЭС (параметры расчетов для всех вариантов роста тарифа приняты одинаковыми). При динамике роста тарифа на электроэнергию ниже роста инфляции («инфляция минус») дисконтированный срок окупаемости проекта — более 27 лет, то есть больше нормального срока эксплуатации оборудования. При существующей динамике роста тарифа на электроэнергию дисконтированный срок окупаемости проекта составляет около 16 лет. В случае повышения отпускного тарифа в два раза (до уровня европейского отпускного тарифа) дисконтированный срок окупаемости - около 5 лет. Попытки воздействовать административно на рост тарифов, сдерживать их и одновременно административно же добиваться роста инвестиций — дело абсолютно безнадежное. Просто потому, что в ограниченные размеры тарифа не умещается необходимая инвестсоставляющая, а частные (отечественные и зарубежные) инвесторы отказываются вкладывать деньги в электроэнергетику, если не понимают, как эти инвестиции будут окупаться. Поэтому освобождение цен и переход к свободному рынку электроэнергии являются безусловной предпосылкой интенсификации инвестиционного процесса в электроэнергетике.