Развитие методологии управления финансовым обеспечением электроэнергетических компаний, страница 12

Для его оценки, всвою очередь, определяют три параметра: количество всех необходимых процедур дляподключения к электросети стандартного складского помещения определенногоразмера в промышленном районе крупнейшего города страны (получение63разрешений, справок, патентов, проверки, лицензирование и т.д.); количество дней,затраченных на вышеуказанные процедуры (суммируется); количество денег,затраченных на эти процедуры (в процентах от среднегодового дохода на душунаселения).

Согласно оценке Всемирного банка, в 2015 г. в России (Москва) нужнопройти три процедуры, что суммарно занимает 150 дней и стоит 71,9% отсреднегодового дохода на душу населения. Таким образом, по доступностиэлектроэнергии наша страна занимает 53 место из 189 [288].Особенностьнесовершенствофункционированияприменяемыхэнергетическогомеханизмоврасчетаспот-рынкаявляются(РСВ)иисточникомвозникновения и накапливания стоимостного небаланса, который, согласно отчетуНП «Совет рынка», в 2013 г. увеличился по сравнению с 2012 г.

и составил для 1-йценовой зоны порядка 1,3% от денежного оборота в секторе, для 2-й ценовой зоны –1,6% от денежного оборота в секторе и для балансирующего рынка – 24,8% от егообщего денежного оборота [262]. Эти денежные средства в большинстве случаевпредставляютсобойдебиторскуюзадолженностьгенерирующихкомпаний,нереальную для взыскания.Учитывая, что широкие слои населения, объекты социальной инфраструктурыивоенногоназначенияневсостоянииоплачиватьреальнуюстоимостьэлектроэнергии, часть их обязательств возмещается из государственного бюджета (такназываемая компенсация тарифов) или перекладывается на сферу промышленногопроизводства (так называемое перекрестное субсидирование).

При этом объемыперекрестного субсидирования в экономике неуклонно растут – со 185 млрд руб. в2010 г. до 250 млрд руб. в 2014 г. [278]. Очевидно, что имеется необходимостьпересмотра тарифной политики в отрасли.Рассмотренныепроблемы,связанныеснесовершенствомрыночныхмеханизмов в электроэнергетической отрасли, достаточно актуальны, однако, какотметил Министр энергетики России А.В. Новак, они «в настоящий момент не имеютбыстрого решения» [261].5. Потребность в больших объемах инвестиций, обусловленная высокойкапиталоемкостью основных производственных фондов и их большой долей вструктуре активов электроэнергетических компаний в сочетании с относительнонизкой рентабельностью и специфическими рисками инвестиционной деятельностив отрасли.

В 2007 г. Институтом энергетической стратегии Министерства64промышленности и энергетики России (ГУ ИЭС) была разработана Энергетическаястратегия России на период до 2030 г., которая (с учетом доработок и корректировок)была утвержден Распоряжением Правительства Российской Федерации 13 ноября2009 г. [11]. Для конкретизации плана ее исполнения в 22 февраля 2008 г.Правительство Российской Федерации утвердило Генеральную схему размещенияобъектов электроэнергетики [10], которая предполагает к 2020 г. увеличениеустановленной мощности генерирующих компаний на 232 ГВт (с учетом вывода изэксплуатации устаревшего оборудования), строительство 39 тыс. км высоковольтныхлиний электропередачи (в том числе и для новых объектов электроэнергетики), атакже строительство 26 тыс. км высоковольтных линий для усиления межсистемныхи межгосударственных связей и повышения надежности электроснабжения, ввод 123ГВА мощностей трансформаторного оборудования (по классам напряжения 220 кВ ивыше).

По оценке Минэнерго России, обновление фондов позволит уже к 2018 г.существенно снизить аварийность: в сетях – на 12%, а в генерации – на 16% [261].Кроме того, было задекларировано, что внедрение нового энергоэффективногооборудования позволит снизить расход топлива на производство электроэнергии на 17гут/кВт∙ч и снизить потери электроэнергии в сетях с до 9,7% от отпуска. Внедрениемеханизмовповышенияэффективностидеятельностикомпаний позволит снизить операционные расходыэлектроэнергетическихна 15%, а удельныеинвестиционные расходы – на 30% [261].В 2014 г. была принята скорректированная стратегия развития энергетики«Энергетическая стратегия России на период до 2035 года» [17], при этом в нейсохранились утвержденные ранее основные технические параметры [10; 11].Скорректированнаястратегияоцениваетсовокупнуюпотребностьэлектроэнергетической отрасли в инвестициях в объеме 576–727 млрд долл. США (взависимости от выбранного сценария развития) [17].

Такая большая инвестиционнаяпотребность обусловлена, в первую очередь, высокой стоимостью основныхпроизводственныхфондовиихбольшойдолейвструктуреактивовопределяетосновыэлектроэнергетических компаний.Федеральныйэкономическихзакон«Обэлектроэнергетике»взаимоотношенийдиверсифицированныйподходкв[4]отраслифинансированиюипредусматриваетпрограммразвитияэлектроэнергетических компаний. Основной особенностью такого подхода является65распределениеинвестиционныхрисковмеждугосударствомичастнымиинвесторами – государство осуществляет финансирование инфраструктурных исистемообразующих компаний, работающих в монопольном секторе (ПАО «Россети»,ПАО «ФСК ЕЭС», ОАО «СО ЕЭС»), а также тех компаний, относительно которыхпринято решение о сохранении государственного контроля (ПАО «РусГидро»,ОАО«КонцернРосэнергоатом»),частныежеинвесторыосуществляютфинансирование программ развития тепловых электростанций (ОГК и ТГК).СцельюповышенияинвестиционнойпривлекательностиотраслиПостановлением Правительства Российской Федерации от 7 декабря 2005 г.

№ 738 [8]утвержден механизм гарантирования инвестиций (МГИ). Данный механизмпредполагает дополнительные гарантии возврата инвестированного капитала иявляется инструментом стимулирования финансирования проектов развития. Врамках МГИ инвесторам гарантируется возврат средств, вложенных в строительствоновых производственных мощностей в России посредством платы за услуги поформированию перспективного технологического резерва мощностей на основаниидолгосрочного договора с ОАО «СО ЕЭС». Таким образом, обязанность возвратаинвестированных средств, по сути, перекладывается на те компании и организации,чья деятельность служит источником дефицита электроэнергии в регионе. Следуетотметить, что МГИ распространяется только на инвестиции в создание новыхгенерирующих мощностей и не может быть применен для привлечения инвестиций вмодернизацию существующих генерирующих объектов (если не происходитувеличение их установленной мощности).Механизм привлечения инвестиций предполагал, что вводимые новыегенерирующие мощности заместят старые тепловые станции.

Однако до сих поротсутствует проработанная процедура вывода из эксплуатации старых активов. Выводгенерации из эксплуатации сопряжен для их владельцев с существенными расходами,компенсация которых непрозрачна. В декабре 2013 г. ОАО «СО ЕЭС» был предложенмеханизм продажи старых тепловых станций через аукцион с последующейгарантированной компенсацией расходов (через возмещение капитальных расходовили предоставление гарантированной платы за мощность при строительстве новойгенерации).

Однако такой подход получил возражения со стороны участников рынкаи энергокомпаний, требующих доработки предложения. В результате в настоящеевремя большинство старых активов продолжает свою работу, в то время как новые66мощности остаются недозагруженными. В конечном итоге это приводит к тому, чтопроизводители вынуждены перекладывать часть своих финансовых потерь напотребителей. Так, по оценке аналитиков в 2014 г. потребители в видедополнительнойтарифнойнагрузки,обусловленнойиспользованиемстарыхгенерирующих мощностей, были вынуждены заплатить в общей сложности порядка25 млрд руб., а в 2015 г.

эта сумма составит уже порядка 46 млрд руб. [241].В связи со сложившимися тяжелыми экономическими условиями практическивсе электроэнергетические компании в той или иной мере были вынужденыпересмотреть свои инвестиционные программы в сторону сокращения [274].Собственники практически перестали финансировать новые программы развития,целиком сосредоточившись на текущей деятельности и тех из уже начатыхстроящихся объектов, консервация которых оказалась неоправданно дорогой.Исключениемнесталидажекомпаниисгосударственнымучастием(ПАО «РусГидро», ПАО «ФСК ЕЭС», ПАО «Россети»), которые также обратились вМинэнерго России с предложениями о переносе установленных ранее сроков вводаряда объектов на более поздние. Единственной компанией, которая не только несократила, а напротив, увеличила на 160 млрд руб.

свою инвестиционную программуоказался ОАО «Концерн Росэнергоатом». Однако эксперты высказывают мнение, чтос учетом особого стратегического статуса проектов концерна, это явление не являетсярыночным [199].Опрос, проведенный специалистами НИУ «Высшая школа экономики»,показал, что в 2015 г. замедление инвестиционной активности, наблюдаемое в 2013–2014 гг., продолжилось [37].

Так, объявивший в 2013 г. о существенном сокращенииинвестиционных программ в сфере развития электроэнергетики ПАО «Газпром»провел аналогичные сокращения и в 2014–2015 гг. При этом государство такжесокращает инвестиционные расходы в развитие монопольного сегмента отрасли, какотмечаютаналитикиBigPowerDaily:«толькоплановоеснижениеуровнягосинвестиций составляет около 11%» [244]. Как показывает проведенное намиисследование, одна из общих причин сокращения инвестиций – замещениеинвестиционных расходов текущими издержками на поддержание производства.Серьезной проблемой в свете политических событий 2014–2015 гг. являетсякритическая зависимость электроэнергетической отрасли от импорта оборудования.Например, в программе развития ПАО «ФСК ЕЭС» доля импортного оборудования в67общих закупках составила в 2013 г.