CC BY
7Г . аи ♦
ИНВЕСТИиИОННАЯ ПОЛИТИКА ФЭК РОССИИ
Совещание по проОоемам инвестиционной политики о электроэнергетике на период 1998-2000 гг.
«Лесные дали», 21 января 1998 года
Вестнн ФЭК !1шм
Совещание открып Замеошитепь Председателя ФЭК России Г.П. Куто-вой с основным докладом, посвященным анализу эффективности использования инвестиций и перспективам привлечения инвесторов в электроэнергетику.
Основная задача электроэнергетики состоит в наиболее эффективном энергоснабжении потребителей в любой точке страны и запуске механизмов саморегулирования. На практике осуществление этих функций организовано на двух иерархически зависимых уровнях — федеральном и региональном. На федеральном уровне эти функции организует ФЭК России в сотрудничестве с другими органами исполнительной власти — Минэкономики России, ГАК России, Минтопэнерго России, Минатом России — по принципу: каждый из указанных организаторов выполняет соответствующие функции по вопросам ведения, функции ценообразования поручено выполнить ФЭК России. Полномочия ФЭК России определены, во-первых, законодательными актами — это федеральными законами «О естественных монополиях» и «О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в Российской федерации», разделом «Энергоснабжение» Гражданского кодекса РФ; во-вторых, соответствующими постановлениями и нормативными актами Правительства Российской федерации, регулирующими практически все области деятельности, которые в той или иной степени влияют на ценообразование в электроэнергетике — имеются в виду налогообложение, принципы формирования инвестиционных ресурсов в эпек-троэнерге лике и т.д.
На региональном уровне регулирование деятельности местных энергетических компаний исполняют региональные энергетические комиссии (РЭК) субъектов Российской федерации, которые также ставят основной своей цепью задачу регулирования тарифов на электроэнергию для своих потребителей. При обеспечении методологического, нормативного и законодательного единства деятельности ФЭК России и РЭК субъектов Российской Федерации они работают в едином правовом попе.
Затем Г.П. Кутовой перешел к анализу проблем, связанных с инвестициями в электроэнергетике, с которыми столкнулась ФЭК России при регулировании тарифов на 1998 год.
ФЭК России пришла к выводу, что со времени организации РАО «ЕЭС России» в 1992 году эффективность капиталовложений в электроэнергетику ухудшается в сипу ряда объективных причин, из которых в первую очередь следует назвать неплатежи. Поскольку капитальное строительство и инвестиции в порядке очередности оплат стоят на последнем месте, как бы
I
замыкая ряд первоочередных мероприятий, то, естественно, деньги и материальные ресурсы выделяются на это в последнюю очередь.
Вторая причина, в сипу которой снижена эффективность инвестиций в электроэнергетику, — неотработанность механизма контроля за их использованием; причем в акционерных компаниях этот вопрос стоит далеко не на первом месте. Необходимо отметить, что эффективность использования капитальных вложений и инвестиций оценивается по величине капитальных затрат, по величине финансовых ресурсов, по соответствующему вводу в действие мощностей.
Действующий хозяйственный механизм требует безусловного пересмотра в следующих направлениях.
1. В качестве источника финансирования инвестиционных ресурсов должно вовлекаться превышение дебиторской над кредиторской задолженностью, которое как в РАО «ЕЭС России», так и в концерне «Росэнергоатом» из года в год нарастает. Поэтому ФЭК России приняла в декабре 1997 года решение включить в тариф в качестве источника финансирования капитального строительства концерна «Росэнергоатом» лишь разницу между необходимыми капитальными вложениями и превышением дебиторской задолженности над кредиторской. Но при таком прямолинейном решении из этого ничего хорошего не получится, так как из всех долгов, которые образовались, добрая половина — это «мертвые долги», которые из потребителя получить затруднительно, и стройки тогда останутся без источников финансирования. В случае с РАО «ЕЭС России», если размер превышения общей долгосрочной и краткосрочной задолженности над кредиторской задолженностью был бы заложен ФЭК России в качестве источника финансирования капитального строительства, то следовало бы исключить из абонентной платы инве-
стиционную составляющую полностью. Поскольку такое вмешательство было бы слишком серьезным, пришлось взять «тайм-аут» для того, чтобы РАО «ЕЭС России» провело в первом квартале 1998 года инвентаризацию своей дебиторской задолженности, представило ее структурно, т.е. отразило, сколько составляют государственные заказы, долги бюджетных организаций и т.д. Необходимо провести реструктуризацию долгов, чтобы выделить долги «мертвые», которые не могут быть включены в актив, и решить их судьбу. Простое повышение тарифов в энергосистемах без вовлечения в актив долгов в условиях перегрузки нашего промышленного потребителя тарифной составляющей примерно в два раза означает тупиковый путь. Простить эти долги, наверное, нельзя, но в их структуре очень большая доля пени, которая соизмерима с прямыми финансовыми затратами. Каждое предприятие и АО-энерго должны оформить долги своими совместными решениями и стараться выйти на нормальные текущие платежи. У нас же получается порой так, что когда предприятие начинает что-то платить, то энергокомпании начинают списывать долги, не засчитывая это как текущие платежи. Получается как бы порочный круг: даже вышедшему на приемлемый уровень платежей засчитывается в начале списание долгов. Все это правильно, но мало эффективно, поскольку у предприятия получается такой синдром: если не засчитывающей текущие платежи, а списывают долей, а там около 50—60% пени, то тогда, как говорится, «я не буду торопиться».
Каждой энервокомпании с участием РЭК необходимо поставить под контроль реструктуризацию этих долгов: выделить те, которые могут быть реально возвращены, и те, которые надо списать в убытки и отказаться от них. Иначе путь простого увеличения тари-
- АПРЕЛЬ 1998
фа при такой дебиторской задолженности представляется тупиковым.
2. Необходимо подчеркнуть, что время прямого финансирования капитапь-ного строительства за счет осуществления сборов, включаемых в тарифы, прошло. При резком росте инфляции (в 1992—1997гг.) привлечение кредитного ресурса и использование рынка капитала для того, чтобы организовать финансирование капитального строительства, не представлялось возможным. Чтобы энергетические стройки не оказались брошенными на произвол судьбы, было принято решение о продолжении их финансирования за счет сбора инвестиционных средств с отнесением этих сборов на себестоимость и не облагать их налогом.
Когда инфляция, заложенная в проект Закона о бюджете на 1998 год, должна составить не более 5,0%, реальным становится вопрос привлечения внешних источников для финансирования строительства энергетических объектов, а деньги, которые как инвестиционные ресурсы закладываются в тарифы, могут быть использованы для обслуживания кредитов с рынка капитала. Однако ФЭК России, чтобы не прервать процесс финансирования строек и сохранить какую-то преемственность, считает, что резко ввести новый подход вряд пи сейчас удастся. Инвестиции пойдут в электроэнергетику только тогда, когда инфляция будет стабилизирована на уровне 3—4% в год. А сегодня необходимо обеспечить начало этого процесса.
3. Третье условие привлечения инвестиционных ресурсов в электроэнергетику — каким образом этот процесс сделать рациональным и подконтрольным.
Возникают две возможности:
— кредитный ресурс брать без сог-пасия с регулирующими органами и ус-ловия этого ресурса не оговаривать, априори принимая, что РЭК субъекта Российской Федерации и ФЭК России кредит будут учитывать и обслуживание его в тарифе будет предусмотрено;
— условия кредитования того или иного объекта будут согласованы с соответствующим регулирующим органом на федеральном уровне — с ФЭК России, на региональном уровне — с РЭК; соответствующая величина этих средств будет предусмотрена при утверждении тарифов.
Может быть, и следует согласовывать с ФЭК России и РЭК условия кредитования привлекаемых ресурсов для финансирования строительства энергетических объектов, но, по мнению Г.П.Кутового, это представляется нужным только на первых порах дпя того, чтобы процесс взаимопонимания был включен на уровне принятия решения. С позиций же нормального функционирования допустимо, чтобы энергокомпания брапа кредитный ресурс без согласия РЭК субъекта Российской
гСп
Ш-
АСТЭК
Федерации или ФЭК России и при этом весь риск того, что этот ресурс будет учтен при ценообразовании, тоже брапа на себя. Тем самым получение кредитного ресурса будет достигаться на наиболее выгодных, а не на произвольных условиях.
4. Следующее условие привлечения инвестиций в электроэнергетику выступающий сформулировал в виде вопроса: «Почему мы не можем привлекать кредиты выпуская ценные бумаги в виде облигаций, на основании бизнес-ппана и использовать эти ресурсы дпя финансирования?» Пример: Бурейская ГЭС, ввод которой радикальным образом изменит энергетику на Пальнем Востоке. Почему по Бурейской ГЭС РАО «ЕЭС России» нельзя выпустить ценные бумаги с соответствующей рекламой? Сейчас ее строительство финансируется за счет абонентной ппаты РАО «ЕЭС России» в размере около 500 млн.деноминированных руб. в год, т.е. финансируется за счет всех потребителей — как при старой системе. Если можно было бы привлечь ресурсы с рынка капитана, то можно было бы временно сохранить и возможность финансирования за счет абонентной ппаты.
5. Следующая проблема — сложившиеся на сегодня имущественные от-
ношения или способ приватизации в электроэнергетике.
Руководство ряда регионов заявляет: «Абонентную плату мы будем платить, а инвестиционную составляющую не хотим, потому что у нас ничего не строится». Еспи же включить механизм сбора инвестиций в электроэнергетику на акционерных началах, то вопрос имущественной принадлежности тех или иных объектов решался бы автоматически: кто купил акции (акционер) — тот владелец. Общая схема такова: еспи РЭК субъекта Российской федерации принял решение собрать деньги с потребителей региона дпя строительства объекта, то этот объект становится собственностью субъекта Российской Федерации, так как это равносильно налогообложению.
6. Достаточно пи обоснованным мы считаем сам размер абонентной ппаты? Она собирается дпя оплаты затрат на эксплуатацию электрических сетей, на диспетчерское обспужива-ние режимов работы Единой Энергетической Системы (ЕЭС), на технический надзор, на энергетический менеджмент организаторов рынка — т.е. на содержание аппарата РАО «ЕЭС России» и на финансирование инвестиций общесистемного характера.
Вестник ФЭК России
ИНВЕСТИЦИОННАЯ ПОПИТИКА ФЭК РОССИИ
Оспаривается норматив отчиспе-ний и отнесение его на полезный отпуск. Есть два подхода. Первый реализуется сегодня: сбор денег по нормативу с полезного отпуска всех АО-энерго. Второй предлагается целым рядом АО-энерго, особенно энергоизбыточными, руководство которых утверждает, что сколько передается на оптовый рынок или сколько покупается с оптового рынка, только на эту величину и следует отнести абонентную плату. Но при втором подходе получается, что если система самосбалансирована, то она и не должна ничего платить. Это неправипьно, по мнению Г.П.Кутового, должны платить все. А сама методика расчета абонентной платы может быть разной. Оалее он подробно остановился на новом методическом подходе к расчету абонентной платы.
Все электрические сети построены таким образом, чтобы передать электроэнергию от энергоисточника к потребителю. Если это маленькая станция, то выдача ее электроэнергии происходит на напряжении 35 кВ или 6 кВ, а если станция типа атомной с мощностью 4 млн.кВт, то разобрать ее энергию на таком напряжении не представляется возможным, а поскольку ее потребители находятся на очень обширной территории, она выдается на напряжениях 750 кВ, 500 кВ, 330 кВ. Соответственно, вся сетевая инфраструктура должна быть построена таким образом, чтобы все электростанции, работающие на общую нагрузку, могли выдать свою мощность и энергию без ограничений.
А что, если составляющая абонентной платы на эксплуатацию всего электросеп.сгвого хозяйства должна быть включена в стоимость мощности, поставляемой электростанцией на рынок? Ведь параметры всей системы допжны быть построены так, чтобы выдать мощность всей станции. Ппя станции на 4 млн.кВт допжны быть предусмотрены все трансформаторное хозяйство, сечения, напряжения пиний электропередачи до самого потребителя, включая все классы напряжения. Значит, в стоимости 1 кВт АЭС, которая коммутируется на напряжении 750 кВ, должно быть предусмотрено в gone затраты содержание электрических сетей всех классов напряжений, вкпючая 10 и 6 кВ. Итак, в составляющей затрат абонентной платы на содержание всей структуры сетей, которая сегодня есть в ЕЭС, причем не только в РАО «ЕЭС России», но и в АО-энерго, будь то атомная станция или гидроэлектростанция, или ГРЭС, коммутирующая свою мощность на самом высоком классе напряжений, должна содержаться составляющая, которая должна быть отчислена в РАО «ЕЭС России» на содержание сетей РАО «ЕЭС России» и в доле на содержание сетей АО-энерго.
К примеру, скоммутированные на сети в 110 кВ электростанции допжны содержать в стоимости своего киловатта составляющую, которая должна быть достаточна для оплаты производственных издержек на содержание сетей того класса напряжения, на котором она выдается и ниже, поскольку все потребители в этом районе находятся на более низком классе напряжения. Если принять такой подход, то этот показатель абонплаты можно сделать очень стабильным, потому что соотношение между мощностью и сетями, через которые выдается эта мощность и передается потребителю, очень стабильное, что можно в нормативах (в условных единицах) посчитать и охарактеризовать в денежных показателях. Во всяком случае, этот показатель должен быть устойчив, четко детерминирован, регламентирован и может действовать относительно продолжительное время.
Вышеизложенный подход к расчету составляющей абонентной ппаты на содержание электрических сетей должен привлечь внимание представителей РЭК, РАО «ЕЭС России» и в концерне «Росэнергоатом».
Инвестиционная политика должна быть построена так, чтобы:
— привлечь приток капитала в разумных пределах как в РАО «ЕЭС России», так и в энергокомпании;
— обеспечить приток капитала на недискриминационных условиях;
— обеспечить эффективность использования этих ресурсов.
Общий размер абонентной ппаты РАО «ЕЭС России» впечатляет и составляет более 5 млрд.деноминирован-ных рублей, но когда обсуждаются планы соответствующего ввода мощностей, то впечатление противоположное.
В 1996 году обеспечен ввод 380 МВт, в 1997 году называется цифра 60 МВт, но фактически ввод за счет абонплаты равен нулю. Во всяком случае, эффективность капитальных вложений в электроэнергетику удручающе мапа.
В обсуждении доклада первым выступил начальник территориального управ-пения Госэнергонадзора и член РЭК по Калининградской области Г.В. Медведев со следующими вопросами:
• почему невозможно произвести взаимозачеты между основными энергетическими структурами: РАО «ЕЭС России», РАО «Газпром», «Пукойл» или нефтедобывающими компаниями и угольщиками, ведь основные долги завязаны между ними?
• почему, чтобы выйти на уровень нормальных текущих платежей, не ввести с некоторой даты «замораживание» всех долгов с некоторым коэффициентом девальвации рубля и расписыванием сроков погашения?
• почему в связи с заинтересованностью строительства в Калининградской области ТЭ11 с двумя парога-
зовыми установками по 450 МВт, стоимость которой оценивается примерно в 800 млн.$ и с невозможностью профинансировать этот проект самой энергосистемой, не рассмотреть возможность финансирования этого строительства из инвестиционной составляющей РАО «ЕЭС России»?
Отвечая на них, докладчик предложил осветить причины невозможности проведения взаимозачетов между крупными энергетическими структурами члена Правления РАО «ЕЭС России», директора АООТ POLI йОУ «ЕЭС России» В.В. Оорофеева.
Желательно, чтобы в каждом АО-энерго и области с участием РЭК договорились о том, как реструктурировать долги, что депать с безнадежными долгами, а дпя «живых» долгов назвать разумные сроки погашения, расписать по времени платежи, договориться о той пени, которая там накручена, что с ней делать и т.д. Без реструктуризации долгов, если на них просто накручивать пени все время и предъявлять их друг другу дпя оплаты незамедпительно, требуя единовременного погашения долгов, ничего не получится.
Никто не выступает против сбора инвестиционных ресурсов в электроэнергетике, ибо пюбой хозяйствующий субъект знает, если у него нет инвестиционных ресурсов — он обречен.
Сохранять пи инвестиции в себестоимости, чтобы не облагать налогом? — Все предложения на этот счет начинаются и заканчиваются в Минфине России, ибо там никто не решится идти на уменьшение налогооблагаемой базы. Минфин России с момента создания инвестиционного ресурса добивался, чтобы инвестиции шли не из себестоимости, а из прибыли, и, добившись этого, там не пойдут на попятную. Пело сдвинется, если Пума как Закон примет решение отчислять инвестиции из себестоимости, а не из прибыпи, тогда другое депо. На уровне правительственных решений нельзя вернуться к ситуации, когда относили инвестиции на себестоимость.
По поводу строительства Калининградской ТЭй с ПГУ есть две проблемы. Можно построить его на акционерных началах, выпустив на 40% необходимых объемов облигаций, и последующей конвертацией их в акции, продать эти акции и на эти деньги строить станцию. Уставной капитал можно нарастить и выпустив дополнительную эмиссию акций, затем продать эти акции и тоже привлечь эти деньги. Вдобавок продолжать финансировать за счет абонентной ппаты РАО «ЕЭС России», но в тех долях, которых не будет хватать за счет привлекаемых ресурсов.
Но, с другой стороны, станция с ПГУ требует газа, а «Газпром» не гарантирует его поставки в этом районе, он может поставлять газ только
-АПРЕЛЬ 1998
петом, а зимой должны перейти на мазут. Есть подземные хранилища газа в Прибалтике, но они не рассчитаны на появление этой станции. Так что будут весьма серьезные проблемы обеспечения газом этой станции зимой, и прежде чем строить, стоит подумать — может, дешевле обойдется покупать эпектроэнергию у соседей. А что касается тепла, то надо построить котельные, которые закрыли бы потребности этого района. Поэтому рисковать большими капитальными вложениями на строительство этой станции, закладывая ее на 900 МВт, нет смысла.
Относительно разницы значений тарифов и обеспечения электроэнергией разных регионов, вследствие перехода на акционерную форму хозяйствования надо помнить: хотя вся электроэнергетика была построена ранее на народные деньги, но выровнять все тарифы и заниматься перераспределением прибыли одной компании в пользу другой — не тот путь, по которому надо идти.
Механизмы выравнивания цен, тарифов могут включиться на принципе саморегулирования, если рынок сделать более эффективным, вводя глубокую конкуренцию электростанций как федерального, так и регионального уровней: где электроэнергия дорогая, туда пойдет более дешевая от других источников, и они будут развиваться, а от более дорогих станций откажутся.
Необходимо включать механизмы дифференцированного учета затрат, дифференцированные тарифы на эпектроэнергию по всем параметрам ее потребления: по месту распопожения, по надежности, по времени и т.д. Все эти факторы б"дут работать постоянно и от этого уходить не надо.
В.В. Дорофеев, член Правления РАО «ЕЭС России», директор федерального оптового рынка электроэнергии и мощности (ФОРЭМ) поставил вопрос: « Почему в электроэнергетику не идут инвесторы?»
По его мнению, сегодня именно тарифная политика не дает возможности инвесторам идти в электроэнергетику. В качестве примера привел незаинтересованность Папьэнерго в быстрейшем строительстве Бурейской ГЭС, так как Папьэнерго покупает с оптового рынка электроэнергию за 230—240 руб/МВт.ч, а тариф на продажу Приморской ГРЭС 330 руб/МВт.ч. Поскопьку же такую дорогую эпектроэнергию никто не хочет покупать, то она поставляет ее на оптовый рынок и рынок дотирует Приморскую ГРЭС.
С вводом в эксплуатацию Бурейской ГЭС, наверняка РЭК Приморского края примет решение снизить тарифы на эпектроэнергию с 230 руб/МВт.ч до 150 руб/МВт.ч; инвесторы же, вложившие деньги на строительство этой станции, получат только окупаемость тех ресурсов, которые вложены в процесс
производства, но никак не впожение капитала. На этом примере видно, что тарифная политика, к сожалению, не создает условий, которые бы были понятны для инвесторов.
К строительству Кубанской ГРЭС также привлечены много инвесторов, кредитов банков и всех их интересует одно условие: какие будут тарифы у этой электростанции?
Необходимо развивать вопросы привлечения капитала в виде акций, обпи-гаций, и РАО «ЕЭС России» могло быть гарантом инвестиций. Несмотря на кризисы на мировых фондовых биржах, долгосрочные инвесторы предполагают, что акции электроэнергетических компаний роспи и будут расти в цене — тем более акции РАО «ЕЭС России».
Надо привлечь средства под капиталы РАО «ЕЭС России», используя целевую эмиссию этих акций и их продажу под специальные объекты, а рынок должен определить, куда нужно вкладывать деньги, за счет каких средств эта электростанция должна строиться.
Также приходиться выбирать: у себя развивать источники электроэнергии или привлечь относительно дешевые источники эпектроэнергии со стороны?
Например, Березовская ГРЭС. Сейчас ее мощность постоянно занижается, 4 месяца в году она вынуждена стоять вообще, и еспи бы быпа построена пиния эпектропередачи (ПЭП) Сибирь — Урап, эта пиния могла бы выпустить Березовскую мощность, а тариф ее резко бы снизился и ее электроэнергия пошла бы в те зоны, где тариф сегодня дорогой.
Куда вкладывать деньги? На строительство электростанций в тех регионах, где сегодня дорогая электроэнергия, и на осуществление попытки строительства дешевых источников эпектроэнергии — или на строительство пинии эпектропередачи, соединяющей с регионом, имеющим дешевые энергоисточники?
Сегодня идеологию развития рынка нужно строить в двух плоскостях. Первая плоскость — это базовые отношения; они как раз должны закрепить то состояние и тот рынок, которые сегодня существуют на оптовом рынке и о чем говорип Г.П.Кутовой — через выравнивание тарифов на оптовом рынке по Европейской зоне. И закрепить это надо допгосрочными связями между потребителями и поставщиками. Поставщики у нас известны, а потребители — АО-энерго.
А дальше вокруг этих базовых договоров можно развивать другие, которые называются оперативным рынком, оптовым рынком, и тут уже совершенно другая система тарифов, совершенно другие принципы; данная торговля осуществляется по принципу маржинальных затрат.
Базовые договора должны подтверждать: еспи территория получает се-
годня эпектроэнергию откуда-то с другой территории или АО-энерго, то должно быть понятно, что эта электроэнергия — точнее, даже не электроэнергия, а мощность — закреплена за данной территорией, фактически тогда, условно говоря, генеральному директору или руководителю этого АО будет понятно, в пределах чего он работает. Понятно, что у него есть долгосрочные договора, в которых гарантируют ему какую-то мощность, но он сегодня должен оплатить эту мощность. На оперативном же рынке можно строить совершенно другие отношения, на основании ежедневного колебания спроса и предложения.
Говоря о рынке капитала и о размещении акций, В.В.Дорофеев выделил два основных условия:
• Проценты: поскопьку стратеги- • ческие инвесторы приходят с одними цепями, а портфепьных инвесторов интересуют дивиденды, это усповие надо сохранять как индикатор и сравнивать хотя бы со ставкой рефинансирования Центробанка;
• Надежность: все понимают, что надежность впожений в энергетику высокая и существует постоянное приращение капитала, т.е. стоимость этих акций постоянно увепичивается.
Еспи эти два условия будут соблюдаться, т.е. когда вложения в энергетику станут надежны и за счет ценовой политики будут нормальные дивиденды по акциям, тогда средства в энергетику придут.
Председатель РЭК Республики Северная Осетия-Алания И.К.Хузмиев, поддержав идею реструктуризации допгов и упомянув, что дебиторская задолженность АО-энерго составляет 250 млн. деноминированных рублей, из них половина — долги бюджетов всех уровней, заявил: непонятно, как будут закрываться эти допги. С одной стороны, государство требует уплаты налогов, а когда надо отдавать — не отдает. Весьма привлекательна идея привлечения инвестиций со стороны, в частности от населения, за счет продажи ему акций вновь строящегося объекта и затем после ввода в эксплуатацию этого объекта — предоставления владельцам акций льготных тарифов на эпектроэнергию. Выступающий поддержал идею об учете в составляющей затрат абонентной ппаты, связанной с эксплуатацией электрических сетей, связи с передаваемой мощностью.
Председатель РЭК Тюменской области В.П. Роспяков остановился на ошибке прогноза развития Тюменской области. Нефтяники — главные потребители эпектроэнергии, предста-випи через свои технологические институты прогноз, где предусматривалась добыча нефти к 2000 году. А на практике в 1988 г. добыпи 400 мпн. т. нефти, в 1997 г. — 200 мпн.т. нефти, т.е. падает добыча нефти и тем самым потребление электроэнергии.
С&2.
W-
АСТЭК
Вестник ФЭК России
ИНВЕСТИЦИОННАЯПОПИТИКА ФЭК РОССИИ
Сегодня в области 7 электростанций, продолжается строительство практически одной электростанции — Нижневартовской ГРЭС, 2-го блока. Законсервирована Уренгойская ГРЭС, полностью законсервирована Ногинская ГРЭС на границе с Уралом.
Необходимо строительство двух пиний электропередач: одна ПЭП на Урал, а другая на Тобольск — Ишим — Омск — для передачи запертой в регионе мощности, величина которой более 1 млн.кВт. Но РАО «ЕЭС России» не сумело договориться с РАО «Газпромом», вследствие чего практически заморожено строительство всей Уренгойской ГРЭС — редчайшей по технологии станции, действует только маленькая пускорезервная станция. Необходимо прекратить всякие разговоры о строительстве Южно-Уральской АЭС, а надо более сильно финансировать строительство 2-го блока Нижневартовской ГРЭС. РАО «ЕЭС России» плохо выделяет финансы на это, хотя область регулярно платит абонентную плату в размере 1 млрд. деноминированных рублей в год.
Заместитель Начальника департамента инвестиционной политики РАО «ЕЭС России» Е.И.Федоров подчеркнул, что в отношении эффективности капитальных вложений необходимо восстановить реноме РАО «ЕЭС России».
За последние годы оно лишилось так называемой государственной поддержки финансирования инвестиционных программ в энергетике под прессингом Минэкономики, а затем ФЭК снизил инвестиции с 7 млрд.рублей до 2 млрд. деноминированных рублей. Техническая готовность стройплощадок меньше 12%, что, в свою очередь, определяет и ситуацию с Г зодами мощностей.
Улучшение общего состояния с вводом мощностей возможно с увеличением капитальных вложений с 2 млрд.рублей в ценах 1991 г. хотя бы до 5 — 6 млрд.рублей. Также он заявил, что по последним расчетам удельные капитальные вложения на 1 кВт. установленной мощности достигают 470$ в электроэнергетике. Следует положительно оценить привлечение внешних инвестиций, использование в качестве инвестиционного источника превышение дебиторской задолженности над кредиторской ненадежно.
Привлечение внешних кредитов в том объеме, в котором они могли бы заменить недостающие инвестиции, по мнению выступающего, нереально. Энергетика — отрасль инерционная, до ввода объектов проходит 7 — 10 пет. А инвесторы пойдут на предоставление кредитов со сроками возврата кредитов не через 7 — 8 пет, а через 2 года максимум. И опять приходится возвращаться к тем же целевым инвестиционным средствам: абонентной плате и тарифу на электроэнергию.
В РАО «ЕЭС России» прорабатывался вопрос выпуска ценных бумаг на ры-
нок, в частности вопрос о продаже акций по Псковской и Богучанской ГЭС. Но на рынке сейчас стоимость 1 кВт установленной мощности около 70$, поэтому решение вопроса через выпуск акций электростанций не совсем обнадеживающе.
По мнению РАО «ЕЭС России», цепе-вые инвестиционные средства должны содержаться до 2000 года в составе абонентной платы; лучше, если они будут учитываться в себестоимости, и за этот период необходимо освоить порядка 5 мпрд.$ для того, чтобы поднять на должный уровень ввод мощностей.
И.Е. Федоров сообщил, что 40 млн.кВт энергомощностей морально и физически устарели и требуют замены, и когда говорят о резерве в 70 мпн.кВт, на самом деле это, конечно, не те 70 мпн.кВт.
На вопрос к И.Е.Федорову Г.П Куто-вого: Почему нельзя использовать в РАО «ЕЭС России» превышение дебиторской задолженности над кредиторской как инвестиционный источник, как «деньги в пути», конечно, проведя предварительно реструктуризацию этих задолженностей? — ответил В.В. Дорофеев. Он сообщил, что уже была первая попытка устроить торги долгов, причем выбрасывались одни из самых ликвидных, и максимальный спрос на них по цене 30 — 35%, дисконт составляет 65 — 70%. Если посмотреть по всей структуре задолженностей и все-таки попытаться продолжить такие торги, то, по оценкам, максимальное поступление составит около 30%.
Г.П. Кутовой согласился с тем, что не всю дебиторскую задолженность предыдущих пет можно использовать, но надо опредепиться с долгами. Сейчас же получается, что с потребителя на одно и то же капитальное строительство берется два раза: заплатил за строительство, а если нет, то долги потребителя все же оформлены — и, кроме того, из-за неплатежей в тариф включают дополнительно, чтобы заплатил еще раз за то же строительство.
По мнению В.В. Порофеева, проблема не в том, что потребитепю надо дважды оплатить. Сама структура дебиторской задолженности РАО «ЕЭС России» имеет единственный источник — абонентную плату региональных энергетических компаний, и из всех тех долгов, о которых говорится, оплачивают в составе ЕЭС порядка 65 компаний. И из этих 65 компаний дебиторская задолженность сложилась в основном по депрессивным регионам, которых 6 или 7, львиная масса дебиторской задолженности лежит на том же Приморье, с которого РАО «ЕЭС России» не видит возможность что-либо взять. По мнению В.В.Порофеева, 70% всей дебиторской задолженности приходится на 7 — 8 компаний.
А.И.Загянский, эксперт подкомитета по энергетике Государственной Пумы, заместитель генерального директора АО НИИЭЭ, выступил с комментариями по поводу постановления Правительства Российской федерации, относительно бюджета развития — предоставление гарантий Правительства Российской Федерации коммерческим банкам под кредиты, выдаваемые ими на так называемые высо-коокупаемые проекты. Правительство РФ предложило Государственной Пуме утвердить на эти. цели 50 млрд. деноминированных рублей из сумм Правительственных гарантий и в том числе на ТЭК всего 1 млрд.рублей. Кроме этого, срок окупаемости должен быть 2 года, 20% должно быть внесено собственными средствами, Правительство гарантирует 40%, остальное риск банков, и проекты рассматриваются на конкурсной основе. Пепутаты Государственной Пумы, заботящиеся об энергетике, возмутипись жесткими условиями попучения таких гарантий Правительства энергетиками. На вопрос, почему в федеральном бюджете инвестиции в электроэнергетику сокращены в 4 раза по сравнению с прошлым годом, Минэкономики России говорит: «Берите кредиты». А конкретные условия Правительственных гарантий под эти кредиты явно не в пользу энергетики.
В Государственную Пуму также внесен проект Закона «О реструктуризации задолженностей платежей». На основании проекта этого Закона предусматривается переоформление задолженности потребителя, финансируемого из бюджетной сферы в так называемые кредиты Правительства и в кредиты субъектов федерации, данные кредиты предоставляются под ставку рефинансирования Центробанка.
В «Законе о бюджете» предусмотрено переоформление на внутренний государственный долг задолженности агропромышленного комплекса, военно-промышленного комплекса, но нет переоформления на государственный внутренний долг «мертвой» просроченной задолженности организаций, финансируемых из федерального бюджета и из бюджетов субъектов федерации энергетикам.
Начальник Пепартамента энергетики и энергообеспечения Минэкономики России Г.Н. Боциева подчеркнула, что в нищенский бюджет развития энергетиков не включили сознательно, ибо никто не имеет таких целевых инвестиционных средств, которые имеют энергетики. Только в ТЭКе — нефтяникам, частично газовикам и энергетикам разрешается включать в цены инвестиционную составляющую, причем в очень бопьшом количестве и учитывая, что это капиталоемкие отрасли, имеющие большую амортизацию.
Из скудного бюджета развитие энергетики все-таки финансируется,
но в основном из этого бюджета финансируется безопасность — атомная безопасность, транспортная безопасность, те направпения, которые признаны безопасностью в составпяющих по капитальному вложению по отраслям.
По мнению А.И.Загянского, Правительство все-таки недостаточно заботится об энергетике. И в оправдание этого мнения он привел такой пример: в 21-й статье проекта Закона о бюджете говорится, что не ппатится пени с просроченных задопженностей при выполнении государственных оборонных заказов в том случае, если финансирование из бюджета не поступило. И вот подкомитет по энергетике вносит поправку в эту статью, пытается распространить это же на энергетические организации, чтобы они тоже не платили пени по налогам и платежам в бюджет, если не получена оплата из бюджетных организаций. Но в Минфине России говорят, что Правительство против этой поправки.
Председатель РЭК Амурской области В.И.Чекупаев сообщил, что глава администрации представляет в Правительство документ «О создании акционерного общества Бурейская ГЭС — ЗеяГЭСстрой» и в состав учредителей туда должны войти администрации Дальневосточных регионов, в частности путем налоговых освобождений. Уже несколько пет от налогов освобожден этот объект, а также администрации Хабаровского и Приморского краев. Но сумма этих налоговых освобождений составляет всего в год примерно 80 млн. деноминированных рублей. И поэтому без инвестиций РАО «ЕЭС России» — это порядка 500 мпн. деноминированных рублей, конечно, Бу-рейскую ГЭС никогда не построить. В бюджете предусматриваются ежегодно средства порядка 120 мпн. деноминированных рублей, но выделяется не все. В частности, в 1997 году выделено 60 млн.рубпей — 50% от предусмотренного. Сами регионы, конечно, Бурей-скую ГЭС не потянут: по пусковому комплексу потребуется порядка 1 млрд.$.
Надежды на то, что они акционируются и к ним потекут инвесторы, слабая. Также возникают вопросы в связи с акционированием. Администрации не имеют права участвовать в акционерных обществах, хотя они делают налоговые освобождения. Поэтому в проекте постановления Правительства предлагается, чтобы администрациям Дальневосточных регионов разрешили участвовать в акционировании.
Возникает вопрос и по поводу бюджетных денег, которые шли после акционирования Бурейской ГЭС — после создания акционерного общества ЗеяГЭСстрой порядка 280 млн.рубпей. Почему-то РАО «ЕЭС России» считает их своей допей, а администрация и РЭК Амурской области считают допей
субъекта Федерации. Также вопрос по поводу пьгот: учитывая что ЗеяГЭСстрой это северный коэффициент и надбавки, а Бурея находится в южном районе Амурской обпасти.
Почему крупные потребители, типа ДапьВостугопь, который потребляет окопо 12% всей электроэнергии и оплачивает эту электроэнергию, не должны получать часть собственности? Сегодня этот вопрос никакими законами не регламентирован. Закладывая инвестиционную составляющую, можно увеличивать уставной капитал в энергетике на долю этой собственности, вводить новые мощности и т.д., но вопрос о получении доли собственности крупными ппатепьщиками, участвующими в формировании инвестиций, остается открытым.
По мнению В.И.Некупаева, после ввода Бурейской ГЭС и появления дешевой электроэнергии прекратится завоз в Хабаровский край порядка 10 мпн.тонн угля, придется отказываться от дорогих генерирующих мощностей, то же самое будет по Хабаровскому краю и по Приморью.
Но что делать РЭК в спучае нецелевого использования выделенных инвестиций? Так в 1996 году по Амурэнерго должны были 120 млн.рубпей, выделили 60 млн.рубпей, причем часть из них направили не по назначению, а на жипье, подсобное хозяйство и т.д. Как поступать РЭК в данном спучае — учесть это или нет, когда никакого документа, разъяснения ФЭК нет.
Г.П.Кутовой в порядке ответа на поставленные вопросы еще раз остановился на проблемах тарифов на электроэнергию в этих регионах.
РАО «ЕЭС России» собирает деньги со всех потребителей, облагая как бы сбором, в частности на строительство Бурейской ГЭС. Но когда станция будет построена, местная администрация скажет: она на моей территории, дешевую электроэнергию поставляем моему потребителю, а все остальное меня не интересует.
Парадокс — при общественном сборе денег происходит частное присвоение результатов этого капитального строительства. Эта ситуация возникает повсеместно.
В настоящее время тариф Приморской ГРЭС на электроэнергию свыше 400 рубл./МВт.час, она поставляется на оптовый рынок, а отпуск электроэнергии с оптового рынка по тарифу окопо 250 рубп./МВт.час, и только поэтому ФОРЭМ дотировап местным потребителям в 1997 г. окопо 600 мпн.де-номинированных рубпей. Это кроме бюджета, который бып выдепен целевым назначением на компенсацию тарифом.
Надо прекратить практику дотирования одних регионов за счет других, ибо она ведет в никуда. Либо эта практика допжна быть настолько публичной, чтобы собрать всех губернаторов
и с ними решать, советоваться по такого рода вопросам.
Сегодня же бывает так: приезжает уважаемый губернатор Курской обпасти, требует снижения тарифов своим потребителям, так как в обпасти рас-попожена АЭС. Приезжает не менее уважаемый Президент Калмыкии и говорит: у меня вообще нет промышленности, одно население и сельское хозяйство и требует льготного тарифа. А с кого брать? С оптового рынка? Анапогичные просьбы быпи и от других областей.
В выступлении В.И.Чекупаева прозвучал интересный вопрос о нецелевом ипи неправильном использовании инвестиционных средств, но для ФЭК он — пройденный этап. Средства должны при следующем этапе регупирования учитываться как актив, как соответствующий инвестиционный источник дпя покрытия необходимых затрат, в том чиспе инвестиций при следующем этапе регупирования.
Завершая совещание, Председатель ФЭК России А.Ф. Задернюк обратился к представителям РЭК и генеральным директорам АО-энерго с вопросом, есть ли у них реальный проект, который мог бы профинансировать ФЭК России по схеме обслуживания заемного капитала за счет инвестиционной составляющей абонентной платы РАО «ЕЭС России»? В качестве ответа он предложил официально подать экономически обоснованные проекты с защищенным бизнес-ппа-ном, чтобы ФЭК России могла выделить часть инвестиционных ресурсов, формируемых за счет абонентной платы РАО «ЕЭС России», дпя страхования рисков возможного инвестора, дпя покрытия процентов на капитал. Он упомянул, что по Нижнему Новгороду пучшим оказался проект строительства парогазового блока на 50 МВт в Новогорьковской совместно с ABB и ЕБРР, которые готовы дать кредиты, а гарантию можно дать через инвестиционную составляющую РАО «ЕЭС России».
C.B. Игнатьев, канд. физ.-мат. наук
Информцентр АСТЭК
