Архив Октябрь 2004 - «Признак национализации»

Что представляет собой энергетический сектор экономики России сегодня и что ждет его в будущем? Какая стратегия развития была бы оптимальной для обеспечения экономического роста и глобального позиционирования России в мировом пространстве? «Мировая энергетика» начинает дискуссию «ТЭК России в XXI веке». Приглашаем всех, кому интересна эта тема, высказать свое мнение на страницах журнала.

Владимир МИЛОВ,
президент Института энергетической политики

По традиции отечественный энергетический сектор еще с советских времен принято именовать «топливно-энергетическим комплексом», хотя очевидно, что это давно уже никакой не комплекс. В середине 1990- х, после формирования новой структуры энергетических предприятий и приватизации значительной их части энергетика России распалась на две части, функционирующие по разным принципам, – частную и государственную.

Сегодня мы наблюдаем первые результаты: приватизированный нефтяной сектор демонстрирует серьезные темпы роста и высокую конкурентоспособность, а в угольном секторе, прошедшем в 1990-е через болезненную реструктуризацию, преодолен кризис и ясно просматриваются неплохие показатели роста без прежних убытков и дотаций. К сожалению, оставшийся «энергетический узел», который сохранил почти неизменную структуру с советских времен – электроэнергетика, теплоснабжение, газовый сектор, контролируемые государством «анклавы» нефтяного сектора, – не может похвастаться бурным ростом, решением основных экономических проблем и ясной стратегией движения вперед.

Противоречивые итоги

В последние пять лет частные вертикально интегрированные компании (ВИНК) сотворили настоящее «экономическое чудо»: в рекордно короткие сроки добыча нефти увеличилась с 304 млн т в 1998–1999 гг. до 421 – в 2003 г. Хотя такой бурный рост стал результатом благоприятных стартовых возможностей (большого фонда простаивающих обустроенных скважин), но не только. В первую очередь, рост добычи является итогом сознательных инвестиций российских ВИНК, направивших значительные доходы от резкого роста мировых цен на нефть после кризиса 1998 г. в развитие добычи. Без наличия структурно устойчивых и приватизированных компаний такого масштаба этот успех вряд ли стал бы возможным. Теперь компании считают необходимым наращивать добычу до 580 млн т к 2010 г.

Такая стратегия, очевидно, ориентирована на экспорт, в первую очередь, сырья. Это подтверждают и итоги прошедшего десятилетия: несмотря на сложности с наращиванием добычи нефти в 1996–1999 гг., прирост ее экспорта был стабильным и опережал динамику добычи, и даже «рывок» в приросте добычи нефти, достигнутый в 2000–2003 гг. серьезно отставал от темпов роста экспорта. Среднегодовые темпы прироста добычи нефти в этот период составили 8,5%, тогда как темпы роста экспорта – 13,6 процента.

Таким образом, усилия российских ВИНК в 1995–2003 гг. свелись исключительно к наращиванию объемов экспорта нефти, причем темпами, существенно превышающими динамику показателей сектора в целом. Теперь компании рассчитывают на продолжение: даешь 580 млн тонн! Однако это – существенный риск, ведь внутренний рынок не даст таких больших дополнительных объемов спроса, а мировая конъюнктура цен крайне нестабильна.

Снизятся ли резко мировые цены на нефть в ближайшие годы? Сценарий, возможно, не слишком вероятен, но вполне реален. Это усиливает риски стратегии, ориентированной на наращивание экспорта российской нефти на 160 млн т. Для ее реализации потребуются новые инфраструктурные решения: действующая система транспортировки позволяет экспортировать нефть только в Европу (где спрос на нее существенно расти не будет, а роль российских поставок и без того чрезмерно велика) и только сорта Urals (не слишком востребованного на мировом рынке), тогда как альтернативные рынки (США, стран Азиатско- Тихоокеанского региона) для России пока недоступны из-за отсутствия соответствующих маршрутов.

Между тем ВИНК, добившись эффективности и международной конкурентоспособности, явно забыли о внутреннем рынке. Они вложили лишь незначительные средства в модернизацию российской нефтепереработки, где морально стареют мощности, чрезвычайно низки глубина переработки и качество производимых нефтепродуктов. Из 25 российских НПЗ 20 работают по 40–50 лет. В среднем по России выход автобензинов не превышает 16% при 44 – в США, а выход мазута, напротив, составляет 32% против 5 – в США. Хотя отчасти в этом «виноваты» и размеры страны (большое плечо транспортировки нефтепродуктов до рынков сбыта), и невнимание властей к развитию нефтепереработки (в России до сих пор не введены жесткие требования к двигателям на транспорте по стандартам EURO-3 и EURO-4), в перерабатывающие заводы за рубежом российские компании пока вкладывали средства активнее.

Еще одна проблема – структура розничного рынка нефтепродуктов, которая еще при создании российских ВИНК задумывалась как монопольная – разделенная по регионам страны на основе явного картельного соглашения о дележе сфер влияния между нефтяными компаниями. Как правило, это достигалось включением в состав ВИНК предприятий нефтепродуктообеспечения, обслуживавших целые административные регионы, без их дробления для создания внутрирегиональной конкуренции. В результате такой «модели развития» сегодня лишь в нескольких регионах России (в первую очередь в Москве и Московской области), бизнес имеет возможности развивать собственную сбытовую сеть. В остальных регионах сеть АЗС контролируется либо непосредственно сбытовыми структурами ВИНК, либо неявно аффилированными с ними сетями трейдеров, связанными картельными соглашениями (часто неформальными). Барьеры входа на региональные рынки нефтепродуктов для новых компаний – владельцев нефтебаз и АЗС – крайне высоки.

В регионах, где в поставках нефтепродуктов доминируют одна или несколько крупных нефтяных компаний, проживает 81% населения России. Монопольная структура сектора розничной реализации нефтепродуктов дополняется монополией ВИНК на производство нефтепродуктов. В 2003 г. ЛУКОЙЛ, ЮКОС, Сибнефть, Сургутнефтегаз, ТНК- ВР и Роснефть произвели на своих НПЗ 71–72% бензина и дизтоплива и 90% авиакеросина. В результате столь серьезной монополизации на розничном рынке нефтепродуктов, начиная с 1990-х годов (рис.1), рост потребительских цен на бензин уверенно опережает инфляцию.

Так жить нельзя

Внутренние энергетические рынки сегодня – остаток административной системы хозяйствования – напрямую угрожают экономическому развитию России. Главные из этих рынков – электроэнергии, тепла, газа, где потребляется более 90% энергии в стране (остальные 7–8% составляют только потребление нефтепродуктов на транспорте) – функционируют вне рыночной экономики, в вертикально интегрированных структурах, в основном под контролем государства и в рамках регулируемых цен. Чрезвычайно высокая энергоемкость, отсутствие роста и инвестиционный кризис – вот важнейшие проблемы, которые бросаются в глаза.

Наиболее очевидны проблемы такого рода в газовой отрасли. Сегодня ускоренно выбывают базовые месторождения Газпрома – Ямбургское, Уренгойское, Медвежье. Еще в 2001 г. они давали 380 млрд м³ (более 70% от общероссийской), уже в 2003 г. – только 296 (на 22% меньше), к 2010 г. на них, по оценке, может быть добыто не более 176 млрд м³ газа. Заменить их пока нечем: в 2005–2006 гг. единственное крупное месторождение – Заполярное – выйдет на пик добычи (100 млрд м³ газа в год). Россия может столкнуться с реальным дефицитом природного газа (особенно с учетом растущих объемов экспорта) уже в 2005–2006 гг. В этой ситуации особую остроту приобретает стимулирование инвестиций в добычу газа. Для поддержания объемов добычи потребуются дополнительные инвестиции в 4–5 млрд долл. в год. Газпром не в состоянии сделать это: в 2003 г. максимальные за всю историю существования компании инвестиции в газодобычу составили 3,5 млрд долл., компания достигла пределов возможностей для привлечения заемного финансирования. Чтобы мобилизовать такие средства на внутреннем рынке газа, его цену для российских потребителей придется единовременно увеличить до 40–45 долл./тыс. м³ при сохранении нынешних экспортных цен (если же рекордно высокие экспортные цены упадут хотя бы до 100 долл./тыс. м³, цену придется увеличивать уже до 60 и более долларов).

Единственный выход – создание благоприятных условий для инвестирования в добычу капитала независимых производителей, которым сегодня принадлежат права на разработку 30% запасов природного газа в России, но их доля в добыче существенно ниже (менее 10%). Препятствием для масштабного притока в добычу независимых компаний стала монополизация Газпромом транспортной инфраструктуры. Газпром имеет преференции в использовании этой инфраструктуры для своих нужд, структура загрузки транспортных мощностей (включая «узкие места») непрозрачна для участников рынка, а режим использования трубопроводов непредсказуем и создает для независимых добывающих компаний серьезные проектные риски. Кроме этого, значительная часть месторождений, лицензии на которые принадлежат Газпрому, реально не разрабатываются, включая такие крупные, как Бованенковское и Харасавейское (5,6 трлн м³ запасов).

Решение этих проблем потребует ликвидации конфликта интересов в использовании транспортной системы (отделение ее от интересов участников оборота газа), появления долгосрочных гарантий доступа к системе для независимых инвесторов, а также развития независимых производителей, в том числе с созданием на базе Газпрома независимых добывающих компаний, владельцами которых являлись бы частные инвесторы. В противном случае экономику России ждут ощутимые ресурсные ограничения по газу, который доминирует в национальной энергетической корзине (более 50% в структуре потребления первичной энергии) и в основном трудно замещаем (доля газа даже с учетом замещения менее эффективными видами топлива в ближайшие десять лет может уменьшиться не более чем до 47–48%).

Тем не менее после недавних ремарок Владимира Путина шансов на рыночную реструктуризацию отрасли, по крайней мере, до 2008 г., практически не осталось. В результате на газовом рынке России отсутствуют рыночные институты. Система распределения товара на рынке полностью централизована и субъективна (через установление лимитов отбора газа и директивную систему принятия решений о доступе к транспортной инфраструктуре). Основные производители газа не имеют договорных отношений с его потребителями, их производственные показатели и цены определяются не соотношением спроса и предложения, а посредством плановых заданий и трансфертного ценообразования. Основной производитель и поставщик газа – Газпром контролирует инфраструктуру рынка, формирует баланс газа и устанавливает лимиты для потребителей. Такая система не в состоянии обеспечить стимулы для повышения конкурентоспособности и эффективности всех участников цепочки поставок газа (включая снижение издержек и оптимальное распределение инвестиционных ресурсов) при любых, даже самых высоких ценах. Монопольная структура поставок газа – единственный фактор, сдерживающий движение в сторону либерализации внутренних газовых цен, в результате чего потребители расточительно расходуют относительно дешевый газ, отсутствует интерес к развитию современных эффективных технологий его использования (парогазовые и газотурбинные установки на ТЭЦ, блочные котельные).

При этом газовая монополия начинает активно проникать в сопредельные секторы экономики: нефтяной, нефтехимии и газохимии, электроэнергетики. Газпром уже консолидировал 5% акций РАО ЕЭС, не менее 16% акций Мосэнерго (крупнейшего потребителя газа в России), крупнейших нефте- и газохимических предприятий. Компания намерена довести добычу нефти до 40–50 млн т в год уже через несколько лет, усугубляя и без того увеличивающуюся степень монополизации нефтяной отрасли. Такая вертикальная монополизация угрожает индустриальному сегменту экономики серьезным откатом от рыночных законов, снижением прозрачности и эффективности, возникновением диспропорций в межотраслевом перетоке капитала.

За последние пять лет в отрасли не появилось ни одного крупного нового проекта, способного качественно улучшить ее функционирование. Россия продолжает развивать экспорт сетевого газа, сталкиваясь при этом с ценовыми рисками на замкнутых рынках сбыта («Голубой поток» из России в Турцию, сходная ситуация имеет все шансы быть воспроизведенной при сооружении Северо-Европейского газопровода). Транспортная система нечувствительна к потребностям рынка в ликвидации «узких мест». Серьезно недоразвита система хранения газа как с точки зрения объема подземных хранилищ (всего 10% от годового оборота газа), так и с точки зрения суточной производительности и способности реагировать на колебания спроса и предложения на рынке (сегодня сглаживание этих колебаний достигается простым ограничением подачи газа потребителям).

Не меньше проблем и в электроэнергетике. Вот уже полтора года как реформирование сектора очевидно застопорилось. В 2003–2004 гг. был принят ряд важных, но лишь технологических решений, несколько продвигающих реформу вперед, однако несущественно влияющих на достижение главных целей реформирования – запуска конкурентного рынка электроэнергии и обеспечения притока частных инвестиций в генерацию.

Между тем реализация полноценных структурных сдвигов в электроэнергетике (с учетом длительного инвестиционного цикла в отрасли, в среднем превышающего пять лет) нацелена в первую очередь на мотивацию частных инвесторов – отменой ограничений на движение активов (передача генерации в собственность частным инвесторам) и политизированного тарифного регулирования (либерализация рынка электроэнергии). Ясно и то, что только выход государства из генерации и создание конкурентной среды в производстве электроэнергии сможет создать приемлемые структурные условия для либерализации рынка.

Однако российские власти явно не торопятся с принятием решений о выходе государства из генерации и назначением даты либерализации цен. В свое время, после прямого вмешательства администрации президента, из пакета законов по реформированию электроэнергетики были исключены нормы о сроках либерализации рынка электроэнергии, а решение об этих сроках было отдано на усмотрение правительства. В июне 2004 г. было отложено принятие решения о способах проведения аукционов по продаже пакетов акций оптовых генерирующих компаний, готовившегося полтора года с привлечением консорциума инвестиционных консультантов – Альфа- банка и Merill Lynch, которые проанализировали все без исключения возможные альтернативы выхода государства из генерации.

Сегодня не заметно желание властей двигаться к либерализации рынка электроэнергии и (как неотъемлемого условия этого) к выходу государства из тепловой генерации. Возможная дата либерализации рынка, таким образом, сдвигается к выборному циклу 2007–2008 гг., что явно делает ее эфемерной. В итоге частные инвесторы не получают долгосрочных сигналов, необходимых для принятия решения о масштабном вложении капитала в электроэнергетический сектор.

Между тем в результате серьезного недоинвестирования износ основных производственных фондов, по данным Роскомстата, приблизился к критической отметке (57,8% по состоянию на 31 декабря 2003 г. против 51,6 – на конец 2000 г.) При этом данные Госкомстата отражают усредненную ситуацию по отрасли, где износ мощностей в Европейской части России компенсируется вводом новых на Дальнем Востоке, а в состав основных средств включаются, например, плотины гидростанций со сроком службы 100 лет – то есть реальный износ фондов составляет сегодня уже более 65 процентов.

Особенно изношено оборудование (более 75%) на гидростанциях Волжско-Камского каскада, где возраст турбин превышает 40–50 лет (на Камской, Нижегородской, Воткинской, Волжской ГЭС износ – более 80%), что фактически означает риск остановки оборудования в любой момент (эти гидростанции выполняют важные функции регулирования частоты в энергосистеме).

В крупных регионах страны (Москва, Центр, Северо-Запад без учета Кольского полуострова, Урал) дефицит генерирующих мощностей ощутим уже сейчас – объемы резервных мощностей сегодня ниже нормативных.

Самым серьезным является не столько физический износ оборудования, сколько его моральный износ. Если первый может быть нейтрализован при помощи дополнительно мобилизованных централизованных инвестиций, и в течение 5–6 лет это обеспечит потребности экономики в электроэнергии, то устаревшие оборудование и технологии в производстве электроэнергии серьезно угрожают конкурентоспособности национальной экономики. В основной массе генерирующее оборудование станций в зоне Европы и Урала представляет собой паросиловой цикл, у которого КПД сжигания газа на 40–50% ниже европейской парогазовой или газотурбинной электростанции. Средний удельный расход топлива на выработку электроэнергии в России в последние годы остановился на уровне 335–340 г условного топлива на кВт.ч при аналогичном показателе на европейской ПГУ или ГТУ 210–250 г на киловатт-час.

Таким образом, российская электроэнергетика ежегодно сжигает лишние 40–50 млрд м³ газа. Необходима тотальная модернизация сектора, массовый приток инвестиций в объеме не менее 6–8 млрд долл. в год в течение 8–10 лет (таким образом может быть модернизировано 100 млн кВт). В противном случае электроэнергетическая инфраструктура ввиду высокой ресурсоемкости станет серьезным сдерживающим фактором обеспечения конкурентоспособности экономики России.

В нынешней структуре сектор по-прежнему не в состоянии мобилизовать значительные инвестиции для модернизации: в 2003 г. объем капвложений составил 3,2 млрд долл., что стало рекордной цифрой за последние годы. Основные инвестиции в модернизацию сектора (85%) осуществляются за счет собственных средств компаний (55%) и централизованных инвестиционных средств РАО ЕЭС и Росэнергоатома (30%), а доля рыночных источников финансирования только в 2003 г. превысила 1%, в основном за счет кредитов, выданных российскими банками (рис. 2). Ясно, что такая модель финансирования не в состоянии обеспечить эффективность инвестиционного процесса и с точки зрения территориальной структуры распределения капитала (мощности вводятся в основном там, где нет реального дефицита электроэнергии, инвестиционный процесс полностью оторван от спросовых сигналов), и с точки зрения уровня капитальных затрат на ввод единицы мощности.

Наиболее очевидными шагами, способными реанимировать интерес инвесторов к массовому вложению средств в сектор, стали бы политические решения по срокам и способам выхода государства из тепловых ОГК и ТГК (все необходимые варианты действий в этой сфере уже подготовлены и проработаны), а также по срокам окончательной либерализации рынка электроэнергии. Если такие решения не будут приняты, массовые инвестиции в модернизацию генерации со стороны частных инвесторов могут быть отброшены на следующий политический цикл (2009–2012 гг.). Если в этом случае и удастся преодолеть дефицит генерирующих мощностей (умноженный на более острый дефицит объемов газодобычи в России), то технологическое отставание российской экономики от экономик других стран с точки зрения конкурентоспособности инфраструктурных секторов (а сегодняшнее индустриальное развитие стран Азиатско- Тихоокеанского региона связано в первую очередь со строительством самых современных электростанций) вряд ли станет восполнимым.

Вместо эпилога

Таково незавидное положение крупнейшей энергетической державы мира. Стагнирующие энергетические рынки с туманной перспективой, рискованная стратегия экспорта, отсутствие ясной государственной политики, угроза национализации важных энергетических активов, фактическая остановка структурных реформ. А что же государство? К сожалению, за последние пять лет государству не удалось решить ни одной мало-мальски серьезной проблемы в энергетическом секторе. Ни провести структурные реформы, ни стабилизировать систему налогообложения сырьевых отраслей, ни даже договориться о маршрутах нефтепроводов. Весь достигнутый рост – это заслуга частного капитала, которому теперь, похоже, «перекрывают кислород» – над нефтегазовым сектором России навис вполне реальный призрак национализации. Хочется, чтобы продолжение все же было более оптимистичным; судя по всему, его не стоит ждать, по крайней мере, раньше 2008 года.

Архив журналов

Журнал «Мировая энергетика»

Октябрь 2004 г.

Признак национализации

Журнал «Мировая энергетика»