Современная реформа российской электроэнергетики, начавшаяся более 20 лет назад с создания РАО "ЕЭС" и завершившаяся 10 лет назад реорганизацией госмонополии, дала отрасли возможность работать по рыночным механизмам. К юбилею реформы ТАСС вспоминает о важных преобразованиях того времени и рассказывает, к каким результатам на рынке они привели.
Долги, банкротства, голодовки
Состояние российской электроэнергетики в конце 1990-х годов отражало общую ситуацию в экономике страны: задолженности по зарплатам, забастовки и голодовки шахтеров, неплатежи за оказанные услуги, банкротства. На этом фоне долги потребителей перед рядом компаний РАО "ЕЭС", осуществлявшего управление энергетическими мощностями по всей России, составляли более двух-трехлетнего объема их продаж. За электроэнергию "живыми" деньгами платили только 20%, в основном работала бартерная схема. Из-за этого не хватало средств на зарплаты энергетикам и оплату поставленных ресурсов.
Около 20 региональных энергосистем и федеральных станций находились на разных стадиях банкротства. В некоторых регионах отопительный сезон был под угрозой. Производились веерные отключения промышленных потребителей, отсутствовали деньги на приобретение оборудования и строительство новых энергетических объектов.
Для исправления ситуации в 1998 году в РАО "ЕЭС" пришла команда во главе с бывшим первым заместителем председателя Правительства РФ Анатолием Чубайсом. Перед новым менеджментом было поставлено несколько задач, главные из которых - прекратить поставки электроэнергии без 100%-ной оплаты, отменить веерные отключения, найти инвестиции для развития отрасли. И уже 1 декабря 1999 года РАО "ЕЭС" издает приказ, по которому запрещаются веерные отключения и поставки энергии неплательщикам. Так в России началась реформа электроэнергетики. В ее основу легла стратегия "5+5". Пять лет отводилось на создание условий для преобразований и столько же - на осуществление конкретных действий.
Реформа работает
Реформа вызывала много вопросов; были противники и скептики, которые сомневались в ее успехе. Тем не менее работа по новым правилам стала давать положительные результаты. В первую очередь повысилась собираемость платежей "живыми" деньгами. Если в 1998 году этот показатель составлял 20%, то уже к IV кварталу 2001 года он достиг 100%. Параллельно гасились долги за поставленные ресурсы перед угольщиками и газовиками; прекратились задержки по зарплате энергетикам. Когда антикризисное управление стало давать свои плоды, руководство РАО "ЕЭС" приступило к выполнению следующей важнейшей задачи - поиску решений для развития отрасли.
Спрос на электроэнергию увеличивался, но мощностей не хватало. Для строительства новых энергетических объектов нужны были большие деньги, которые в бюджете отсутствовали. По оценкам экспертов, потребность отрасли в инвестициях в 2006–2010 гг. оценивалась примерно в 11,8 трлн рублей, из них 6,7 трлн требовалось на создание новых генерирующих мощностей. При этом реформаторы решили, что повышение тарифов - это не выход. Требовалось сделать энергетику инвестиционно привлекательной, но для этого необходимо было менять систему управления энергосистемой страны, делая ее доступной для инвесторов.
Для этого 73 региональные энергосистемы разделили по видам деятельности - генерация и сбыт, куда открыли доступ для частных вложений, а также сети и диспетчирование, оставшиеся под контролем государства. Появился оптовый рынок электроэнергии, а Правительством РФ утверждена Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2020 года. Публичное размещение акций 18 генерирующих компаний состоялось в 2007-2008 годах. Это позволило привлечь более 30 млрд долларов и запустить в стране инвестиционную программу по созданию новых энергетических мощностей. На этом реформа в российской энергетике завершилась, и 30 июня 2008 года РАО "ЕЭС России" прекратило свое существование. Функции по управлению отраслью перешли Минэнерго РФ, участники энергорынка объединились в сообщество производителей и потребителей энергии НП "Совет рынка".
Итоги и перспективы развития отрасли
Реформа доказала, что переход естественной монополии - такой, как электроэнергетика - на рыночные отношения возможен. Общая мощность генерирующих объектов в тепловой энергетике, открытых по договору поставок мощностей (ДПМ) между инвесторами и потребителями оптового рынка электроэнергии, составила за 2008–2017 гг. 26,5 ГВт. Всего же за этот период введено 39,8 ГВт, следует из расчетов Российского энергетического агентства Минэнерго России. Это позволило заменить советские паросиловые блоки ТЭС на современные парогазовые установки с более высоким КПД (55–60%). Отмечается, что это крупнейший объем запуска генерирующих мощностей в российской энергетике за несколько десятилетий. В 1991–2001 годах данный показатель составил 12,4 ГВт.
За счет увеличения резерва сетевой и генерирующей мощностей выросла надежность работы энергосистемы. Средняя длительность отключений в распределительных сетях с 2010-го по 2013 год сократилась в два раза - до 2,15 часа. Аварии на электростанциях РАО "ЕЭС" с 2011-го по 2017 год снизились на 16%. На электросетях напряжением от 110 КВ за тот же период количество аварий уменьшилось на 23%.
Исчезли риски массовых зимних отключений промышленных потребителей из-за дефицита электроэнергии в период пиковых нагрузок. Масштабные инвестиции в новые сетевые и генерирующие мощности позволили сдерживать стоимость электроэнергии, которая на сегодняшний день растет медленнее, чем цены на топливо.
Кроме того, развитие электроэнергетики повысило спрос на продукцию российского энергомашиностроения. Производство паровых турбин в России с 2010-го по 2017 год выросло на 79%, паровых котлов (кроме котлов центрального отопления и их составных частей) - на 36%.
По прогнозам рейтингового агентства АКРА, период с 2018-го по 2020 год будет отмечен самыми высокими финансовыми показателями за всю историю отечественной электроэнергетики. Рентабельность рынка может составить до 24–26%. Это станет дополнительным стимулом для развития отрасли.