CC BY
13
В статье анализируются результаты развития электроэнергетики в период реформирования и их соответствие намеченным целям. Показано, что ключевым фактором таких трендов, как улучшение финансово-экономического состояния, рост доходности, активизация инвестиционной деятельности, являлся рост цен на энергию. Устойчивое функционирование системы энергообеспечения в период преобразований подтверждает работоспособность новой бизнес-структуры отрасли.
Ключевые слова: электроэнергетика России, реформирование, развитие, экономические показатели, тенденции
Тенденции развития электроэнергетики России в новых институциональных условиях
Ю.Я. ЧУКРЕЕВ, доктор технических наук, директор. E-mail: [email protected]. Л.В. ЧАЙКА, кандидат экономических наук, Институт социально-экономических и энергетических проблем Севера Коми научного центра Уральского отделения РАН, Сыктывкар. E-mail: [email protected]
В 2010 г. закончился переходный период реформы электроэнергетики России: в 2008 г. завершена реструктуризация, в 2011 г. достигнут 100%-й уровень либерализации оптового рынка энергии и мощности (ОРЭМ), с 2010 г. основная часть сетевого комплекса перешла на стимулирующее (RAB) регулирование тарифов. Главная цель реформирования состояла в преодолении стагнации и обеспечении эффективного и устойчивого развития российской электроэнергетики. Рыночные преобразования должны были способствовать созданию новых бизнес-процессов и организационной структуры отрасли, формированию институциональной среды, привлекательной для частных инвестиций. Планировалось, что модернизация электроэнергетических мощностей будет проводиться с оптимальной ценовой и инвестиционной нагрузкой на экономику и государственные финансы.
Окончательные итоги подводить рано - электроэнергетика только в начале постреформенного периода, актуальны
ЭКО. - 2012. - №9
ЧУКРЕЕВ Ю.Я., ЧАЙКА Л.В.
мониторинг формирующихся тенденций и анализ их соответствия намеченным целям. Рассмотрим достигнутые макроэкономические показатели1 развития новой «рыночной» электроэнергетики.
Макропоказатели развития экономики и энергетики РФ
Данные о динамике элементов счетов производства в целом по экономике и по виду деятельности «Производство и распределение электроэнергии, пара и горячей воды» (ПРЭ)2 показывают, что результативность энергоснабжения заметно отставала по росту физических объемов производства от средних показателей экономики, но существенно превосходила их по темпам ценового удорожании продукции (табл. 1). Соответственно, произошло снижение параметров физической электроемкости производства валового внутреннего продукта (за пять лет - 10 п.п.), с избытком нивелированное ростом электроемкости в стоимостном измерении (+12 п.п.).
В 2005-2010 гг. произошло изменение структуры валовой добавленной стоимости (ВДС) вида экономической деятельности «Производство, передача и распределение электроэнергии, газа и воды» (ПРЭГВ)3: доля валовой прибыли возросла на 8 п.п. (до 53% в 2010 г.) при соответствующем сокращении доли оплаты труда наемных работников (до 43%). Рост инвестиций в энергоснабжение существенно опережал общеэкономическую динамику, но увеличение основных фондов, напротив, отставало по темпам.
В целом устойчивым трендом макроэкономической динамики прошедшего пятилетия был рост отраслевых цен электроэнергетики, превосходящий общую инфляцию, причем
1 Анализ проводится на основе данных Росстата (URL: http://www.gks.ru; Центральной базы статистических данных URL: http://www.gks.ru/dbscripts/ Cbsd/DBInet.cgi).
2 Электроэнергетика рассматривается как вид экономической деятельности «Производство, передача и распределение электроэнергии, пара и горячей воды (тепловой энергии)» (ПРЭ), включающий подвиды деятельности, связанные с электроснабжением (ПРЭЭ) и с теплоснабжением (ПРТЭ).
3 В обобщенных показателях выпуска и ВДС вида экономической деятельности «Производство, передача и распределение электроэнергии, газа и воды» основная доля - около 90% приходится на деятельность, связанную с энергоснабжением: в рассматриваемый период доля ПРЭЭ составляла 64-72%, ПРТЭ - 17-21%.
Таблица 1. Макропоказатели развития экономики и электроэнергетики России, %
Элементы счетов производства по видам экономической деятельности Индекс роста 2010 г. относительно 2005 г. в ценах: Индекс-дефлятор
текущих сопоставимых 2006-2010 гг. среднегодовой темп прироста
Экономика РФ
Выпуск продукции и услуг 204 120 179 12
ВДС в основных ценах 208 119 176 12
Промежуточное потребление (ПП) 219 121 181 13
Производство и распределение электрической энергии
Выпуск продукции 269 106 253 20
ВДС 281 102 275 22
ПП 263 108 244 20
Объем отгруженной продукции (ООП) 211 107 197 15
Сальдированный финансовый результат 537
Производство и распределение тепловой энергии
Выпуск 220 102 215 17
ВДС 221 91 242 19
ПП 219 107 204 15
ООП 200 100 200 15
Объем основных фондов, всего 225 116 193 14
Производство, передача и распределение электроэнергии, газа и воды (ПРЭГВ)* 199 114 174 12
Инвестиции в основной капитал, всего 253 141 180 12,5
в ПРЭГВ* 335 197 170 11,2
Рост производительности труда, всего 119,3
в ПРЭГВ* 96,6
* Доля ПРЭ в ПРЭГВ: более 80% - в основных фондах, около 85-90% - в инвестициях и 75% - по численности занятых.
элементы добавленной стоимости дорожали более интенсивно в сравнении с затратами промежуточного потребления, обеспечивая рост доходности бизнеса. Неоднозначные
тенденции сложились в динамике показателей роста инвестиций, основных фондов, производительности труда. Для оценки результатов проводимых преобразований важно определить значимые факторы наблюдаемых тенденций, разграничить эффекты, инициированные реформой и не связанные с ней.
Факторы ценовой динамики
Опережающий общую инфляцию рост цен на энергию являлся прямым следствием реформы. Наибольшее влияние на прирост цен оказали либерализация ОРЭМ и введение ИАВ-регулирования4. Увеличению цен способствовали также инвестиционные надбавки к ценам на мощность. В числе экзогенных факторов ценовой динамики в энергоснабжении неизменными остаются рост цен на топливо и общая инфляция. Оценить в целом влияние и значимость этих инфляционных факторов на основе официальных статистических данных позволяет использование индексов цен применительно к структуре затрат энергоснабжения.
С учетом последовательности институциональных преобразований логично выделить два трехлетних периода: начальный (2005-2007 гг.) - структурной реформы, и завершающий (2008-2010 гг.) - активной либерализации, дополнив данными за два последних отчетных года ввиду изменений в динамике (табл. 2). Рост цен электро- и теплоснабжения за весь рассматриваемый период с 2005 г. опережал темпы инфляции, с максимальным превышением в 2008-2010 гг.
Оценка удорожания, инициированного экзогенными факторами (удорожанием топлива и общей инфляцией), показала, что средние темпы роста цен энергоснабжения за 20052007 гг. были равны повышению себестоимости, обусловленному внешними причинами- в среднем за период 12% в год. Следовательно, на этапе структурной реформы влияние внутриотраслевых факторов удорожания продукции не превысило темпы общей инфляции.
4 Функционирование и развитие электроэнергетики Российской Федерации в 2010 г. / Инф.-аналит. доклад. - Министерство энергетики РФ, ЗАО «АПБЭ», 2011. - С. 361; То же, 2009; 2008; 2007. - URL: http://www.e-apbe.ru/analytical; Факторы, влияющие на формирование цен для конечных потребителей / НП «Совет рынка», 2011.- URL: http://www.np-sr.ru/presscenter/pressinfo/ sr_0v011231.doc, sr_0v018275.doc
Таблица 2. Динамика цен в 2005—2011 г. (декабрь к декабрю), %
Категории цен Темпы прироста цен
средние за периоды годовые
2005-2007 2008-2010 2010 2011
Цены на потребительские товары и услуги 10,6 10,3 8,8 6,1
Цены производителей
электроснабжение (ПРЭЭ) 12,1 16,0 13,8 6,1*
теплоснабжение (ПРТЭ) 12,1 18,1 13,8 11,3
Цены приобретения энергоресурсов промышленными предприятиями:
уголь энергетический 8,0 12,3 12,9 13,1
по ценам декабря 8,1 11,3 11,4 14,5
мазут 35,6 12,2 2,7 12,0
по ценам декабря 39,0 14,6 4,0 14,9
газ 16,4 20,1 14,2 13,5
по ценам декабря 15,9 18,4 11,5 15,6
электроэнергия 12,1 15,6 13,3 7,5
тепловая энергия 15,6 15,4 10,3 6,7
* Из-за существенной внутригодовой неравномерности ценовой динамики (в марте - 13,6%, в июле - 0,8%, в декабре - 3,5%) по месячным данным рассчитан среднегодовой темп прироста к декабрю предыдущего года.
В период 2008-2010 гг. сверх расчетного удорожания по экзогенным причинам: +12,2% в год для электроснабжения (ПРЭЭ), +12,7% в год - для теплоснабжения (ПРТЭ), дополнительный эндогенный темп прироста цен ПРЭЭ составил 3,8% в год, цен ПРТЭ - 5,4% в год. Следовательно, усилилось влияние на рост цен внутриотраслевых причин удорожания энергии: либерализации, ИАВ-регулирования, инвестиционных и трансакционных издержек, перекрестного субсидирования в когенерации. Этот период отличает общеотраслевой рост прибыли ПРЭЭ (в 2,75 раза), рентабельность сальдированного финансового результата составила в среднем 9% (в 2005-2007 гг. - 7%). Ценовая динамика этого периода показала слабость рыночного регулирования в создании конкурентных барьеров ценовым устремлениям производителей энергии, а также лояльность тарифного регулирования интересам поставщиков услуг передачи и распределения электроэнергии.
В 2011 г. ситуация изменилась. Рост себестоимости энергоснабжения составил около 9%, но цены ПРЭЭ отстали от этого уровня на 3%, а в ПРТЭ - опередили на 2%. Такая неординарная ситуация сложилась вследствие активных действий правительства РФ по ограничению роста цен на электроэнергию, последовавших после стремительного их роста в начале 2011 г. Для сдерживания использовались административные меры прямого регулирования: корректировка регламентов рынка, отказ от инфляционной индексации цен на мощность, снижение объемов целевых инвестиций в атомную и гидроэнергетику, пересмотр параметров ИАВ и др. Ценовая корректировка 2011 г. сказалась на сальдированных финансовых результатах: в сравнении с 2010 г. прибыль в электроснабжении снизилась с 348 до 118 млрд руб., убыток в теплоснабжении вырос с 7 до 19 млрд руб. Но ценовой «провал» 2011 г. пока можно рассматривать только как временное отклонение от тренда, поскольку он был инициирован искусственно.
Финансово-экономические результаты
В наиболее благоприятные по ценовым условиям 20092010 гг. увеличилась доходность бизнеса во всех сегментах электроснабжения (табл. 3).
Особенно высокие показатели достигнуты в федеральных компаниях с преимущественно государственной собственностью: в электросетевом бизнесе ЕНЭС, в атомной и гидроэнергетике. Очевидно, успехи в первую очередь связаны с протекционизмом при государственном регулировании тарифов и цен в этих сегментах, и частично, с конкурентными преимуществами нетопливной генерации. Прирост выручки этих компаний был обусловлен включением в тарифы значительных инвестиционных надбавок (тарифные источники финансирования инвестиционных программ в 2010 г. для Росэнергоатома составили около 28% выручки, РусГидро - 36%, ФСК - 50%, МРСК - 17%5), что привело к удорожанию их продукции и услуг, намного превышающему среднеотраслевые
5 Отчет о результатах деятельности в 2010 году и задачах на среднесрочную перспективу // Информационный бюллетень Федеральной службы по тарифам. -2011. - № 11 (433). - С. 200. - URL: http://www.fstrf.rU/about/activity/reports/8
Таблица 3. Финансово-экономические результаты деятельности энергетических компаний (по данным отчетности)
Компания (ОАО) Выручка, млрд руб. Рост выручки за 2 года (среднегодовой темп), % Рентабельность по EBITDA11, %
2008 2010 2008 2010
«ФСК ЕЭС» 68,5 111,1 162 (27) 48 61
«Холдинг МРСК» 397,9 560,7 141 (19) 17 17
«Концерн Росэнергоатом» 151,7 201,3 139 (18) 43 58
Группа «РусГидро»2) 107,7 164,2 152 (23) 31 33
В том числе генерирующая компания «РусГидро» 61,9 89,0 144 (20) 50 58
«ОГК-1» 49,9 56,5 113 (6) 9 11
«ОГК-2» 40,5 52,7 130(14) -1 10
«ОГК-3» 38,4 49,8 130(14) 16 5
«ОГК-4» («Э.ОН Россия») 37,9 53,8 142 (19) 13 26
«ОГК-5» (Епе1) 42,8 57,0 133(15) 14 21
«ОГК-6» 42,3 51,5 122 (10) 1 11
«ТГК-1» 31,1 50,6 163 (28) 12 25
«ТГК-2» 23,1 27,5 119 (9) 2 7
«ТГК-4» 27,9 34,0 122 (10) 8 11
«ТГК-9» 41,9 46,3 111 (5) 5 6
РАО «Энергетические системы Востока»3) 102,2 138,7 136(17) 5 7
«Мосэнергосбыт» 129,1 201,7 156 (25) 1 3
«Петербургская СК» 35,3 52,1 148 (21) 3 3
1) EBITDA - операционная прибыль до вычета амортизации; 2) без учета ОАО «Мосэнергосбыт» и ОАО «Петербургская СК»; 3) консолидированные результаты дочерних компаний: ОАО «ДЭК», «ДГК», «АК Якутскэнерго», «Камчатскэнерго», «Магаданэнерго», «Сахалинэнерго», «Передвижная энергетика».
показатели. C учетом значительного удельного веса этого государственно-управляемого сегмента (более 1/3), можно сделать вывод о его определяющем вкладе в высокую среднеотраслевую инфляцию. Среди частных генерирующих компаний наиболее успешные показатели достигнуты в АО с преимущественно иностранной собственностью.
Трудности в финансово-экономической деятельности энер-госнабжающих компаний периода активной либерализации рынка 2008-2010 гг. были связаны не только с изменениями институциональной среды - постоянной корректировкой
правил и регламентов, но и с последствиями общеэкономического кризиса: падением рыночной капитализации и обесцениванием основных средств, ростом дебиторской задолженности, потерями финансовых вложений и инвестиций в непрофильные активы.
В период реформ устойчивой тенденцией становится увеличение всех видов долговой нагрузки организаций электроэнергетики: дебиторская задолженность превышала кредиторскую и увеличивалась более высокими темпами, существенно возросли объемы привлеченного капитала. Но коэффициент соотношения привлеченного и собственного капиталов изменялся незначительно и составлял в среднем 35%, что характеризует достаточно высокий уровень финансовой независимости (табл. 4).
Таблица 4. Показатели задолженности и финансовой устойчивости организаций в 2005—2010 гг., %*
Показатель ВЭД 2005 2007 2008 2010
Суммарная задолженность по обязательствам, % к объему отгруженной продукции (ООП) ПРЭЭ 39 60 58 63
ПРТЭ 28 26 31 33
В том числе кредиторская ПРЭЭ 25 32 31 32
ПРТЭ 24 20 22 23
Суммарная дебиторская задолженность, % к ООП ПРЭЭ 32 34 44 47
ПРТЭ 20 19 21 23
Коэффициент текущей ликвидности (норма - более 200%) Всего 122,2 130,7 129,2 134,3
ПРЭЭ 96,9 149,8 202,1 167,8
ПРТЭ 78,4 89 98,1 99,4
Коэффициент обеспеченности собственными оборотными средствами (норма - более 10%) Всего -12,5 -10,5 -14,1 -14,1
ПРЭЭ -10,9 10,5 31 18,4
ПРТЭ -16,2 -19,8 -17,7 -16
Коэффициент автономии (норма - не менее 50%, рекомендуемый - 70%) Всего 56,2 55,9 50,5 52,4
ПРЭЭ 74,6 72,0 76,6 74,1
ПРТЭ 55,5 41,4 52,1 49,7
Коэффициент финансовой устойчивости (норма - 200% и более) Всего 128 127 102 110
ПРЭЭ 294 257 327 286
ПРТЭ 125 71 109 99
* Составлено по: ЦСБД Росстата URL: http://www.gks.ru/dbscripts/Cbsd/ DBInet.cgi#1); Российский статистический ежегодник. 2011: Стат.сб./Росстат. - М., 2011. - С. 632-636.
В целом показатели финансовой устойчивости и ликвидности организаций электроэнергетики в этот период улучшились, особенно в сравнении с общеэкономическим фоном, повысились обеспеченность собственными оборотными средствами и платежеспособность по срочным обязательствам. Напротив, деятельность, связанная с теплоснабжением, неизменно характеризуется недостаточной финансовой устойчивостью.
Несомненно, улучшение финансово-экономического положения электроэнергетических компаний до 2010 г. включительно является следствием значительного роста отпускных цен, что стало возможным благодаря условиям ценообразования на электроэнергетическом рынке, а именно - отсутствию существенных ограничений роста цен при неэластичности спроса.
Инвестиции
Начиная с 2002 г. наблюдался устойчивый рост объема инвестиций в основной капитал электроэнергетики. В период реформирования с 2006 г. по 2010 г. был достигнут двукратный реальный рост инвестиций, превысивший общеэкономический показатель в 1,4 раза (средние темпы прироста -15% в год в сравнении с 7%). В период реформы темпы роста инвестиций в основной капитал ПРЭ возрастали: в сопоставимых ценах 2010 г. инвестиции в 2008-2010 гг. составили 1,9 млрд руб. против 1,2 млрд руб. в 2005-2007 гг.
В общем объеме инвестиций в основной капитал электроэнергетики России в 2008-2010 гг. (рис. 1)6 64% осуществили генерирующие компании, 36% - сетевые. Такое соотношение инвестиций по видам деятельности примерно соответствует структуре розничной цены электроэнергии в этот период (57-61% - доля стоимости генерации, 32-38% - сетевые услуги, 5-7% - сбыт и инфраструктура)7. Следовательно,
6 Составлено на основе: Функционирование и развитие электроэнергетики Российской Федерации в 2010 г. // Инф.-аналит. доклад. - Министерство энергетики РФ, ЗАО «АПБЭ», 2011. - С. 361; То же, 2009; 2008; 2007. - URL: http://www.e-apbe.ru/analytical
7 Факторы, влияющие на формирование цен для конечных потребителей / НП «Совет рынка», 2011.- URL: http://www.np-sr.ru/presscenter/pressinfo/ sr_0v011231.doc, sr_0v018275.doc
6 ЭКО №9, 2012
Холдинг МРСК - 16
ФСК ЕЭС - 20
Росэнергоатом - 24
Частные генкомпании - 24
РусГидро - 11
Другие генкомпании с госучастием - 5
Рис. 1. Структура инвестиций в основной капитал электроэнергетики, 2008-2010 гг., %
расходы на воспроизводство основного капитала были пропорциональны формируемым денежным потокам от операционной деятельности в сегментах генерации и передачи энергии. Основная часть инвестиций (76%) осуществлялась компаниями с преобладанием государственной собственности в уставном капитале.
В структуре источников инвестиций существенно выросла доля привлеченных средств из внебюджетных источников, но снизилась доля собственных и бюджетных ресурсов (табл. 5, рис. 2) в результате масштабной дополнительной эмиссии акций электроэнергетических компаний. Из собственных источников инвестиций 2/3 составляют амортизационные отчисления.
2005-2007 гг.
2008-2010 гг.
ЦП
0 500 1000 1500 2000
щ Собственные средства п Бюджетные п Привлеченные внебюджетные
Рис. 2. Источники инвестиций в основной капитал организаций энергоснабжения в 2005-2010 гг., млрд руб.
В текущих ценах объем инвестиций в основной капитал организаций ПРЭ в 2008-2010 гг. был в 2,3 раза больше, чем в 2005-2007 гг. (рис. 2). Для сравнения: соотношение объемов отгруженной продукции за те же периоды составило
Таблица 5. Структура инвестиций в основной капитал по источникам средств, %
Период Собственные средства Привлеченные средства
всего из них бюджетные
2005-2007 46 54 15
2008-2010 32 68 12
1,5 раза, собственных инвестиционных средств - 1,6, привлеченных бюджетных- 1,9, а внебюджетных - 3,2 раза. Рост инвестиций существенно опережал динамику операционной деятельности, а интенсификация была обеспечена благодаря привлечению инвестиционных ресурсов в ходе структурных преобразований.
Несмотря на значительный прирост инвестиций в основной капитал, данные Росстата о вводах электросетевого оборудования в 2008-2010 гг. отмечают только существенный прирост трансформаторных мощностей (табл. 6). Заметного увеличения объемов ввода генерирующих мощностей в период до 2010 г. не произошло, что вполне объяснимо длительностью инвестиционных циклов. Только объемы вводов генерирующего оборудования в 2011 г., превышающие итоги предыдущего трехлетнего периода (по данным СМИ, в 2011 г. введено более 6 ГВт), уже более убедительно свидетельствуют о результативности инвестиционной активности генерирующих энергокомпаний.
Таблица 6. Основные вводы электроэнергетических мощностей в 1999—2011 гг.
Объект 19992001 20022004 20052007 20082010 1 -е полугодие 2011
Электростанции, ГВт 2,7 3,3 4,2 3,3 4,4
По данным* 3,6 3,0 6,2 3,9 4,6
Подстанции 35 кВА и выше, ГВА 9,0 8,1 10,8 24,3
ЛЭП на напряжение 35 кВ и выше, тыс. км 5,8 7,6 7,3 6,9 0,7
ЛЭП сельскохозяйственного назначения, тыс. км 19,9 22,8 21,4 17,1
* Реализация обязательств генерирующих компаний по ДПМ в 2011 году/ Некоммерческое партнерство «Совет рынка», 2011 г. - URL: http://www.np-sr.ru/ presscenter/pressinfo/ sr_0v020608.doc
Регрессионный анализ динамики объемов вводов основных фондов и инвестиций (рис. 3) ПРЭ в 2004-2010 гг. показал статистическую зависимость (с коэффициентом детерминации
Рис. 3. Инвестиции в основной капитал и вводы основных фондов электроэнергетики в 2004-2012 гг., в сопоставимых ценах 2010 г.,
млрд руб.
0,98): У1 = -19 + 0,88/, = 0,83/,, где У(- стоимость введенных в действие основных фондов в год в фактически действовавших ценах, млрд руб.; / = 1 ^ =31,_,. , 1( - инвестиции в основной капитал, в текущих ценах, млрд руб. Такой вид инвестиционной функции удовлетворительно отображает естественные пропорции и продолжительный период создания новых производственных фондов в электроэнергетике. Согласно данной тенденции, рост объемов вводов основных фондов в 2012 г. должен составить около 130% в сравнении с 2010 г.
Сравнение динамики стоимости введенных основных фондов в сопоставимых ценах (рис. 3) и реальных объемов вводимых электроэнергетических мощностей (табл. 6) позволяет предположить существование тенденции удорожания энергетических объектов, превышающего общеэкономическую инфляцию, что может быть обусловлено рядом факторов: совершенствованием внедряемых энергетических технологий (качественными изменениями, улучшением технических, экологических свойств); реакцией рынка ограниченного предложения на рост инвестиционного спроса, не исключен и отклик коррупционных схем. Статистическое оценивание тренда роста удельной стоимости вводимых энергетических мощностей в период 2000-2010 г. выявило экспоненциальную зависимость от времени с ежегодным 7%-м темпом прироста. Подобные тенденции заслуживают детального анализа значимых факторов на основе первичной информации.
Заключение
Итак, анализ результатов развития электроэнергетики России в ее новой институциональной организации позволил сделать выводы о соответствии их основным целям реформы: повышению эффективности отрасли, обеспечению притока инвестиций для обновления основных фондов, снижению темпов роста цен на энергию. Повышение эффективности произошло, но главным образом за счет опережающего роста цен на энергию. Объем инвестиций вырос, но по вводам производственных мощностей интенсивного роста в период до 2010 г. включительно не наблюдалось - сказались длительность инвестиционных циклов в электроэнергетике и, частично, влияние кризиса 2008 г., приведшего к смещению перспективы запланированных вводов в результате падения спроса.
Замедления динамики роста цен ожидать было, по меньшей мере, нереалистично, учитывая огромную инвестиционную программу электроэнергетики, необходимую для модернизации устаревающего энергетического хозяйства, общую инфляцию и опережающий рост цен на топливо и энергетические технологии, дополнительные трансакционные издержки новой рыночной структуры, возрастающие требования по доходности бизнеса для частного капитала, дополнительные затраты коммерциализации и т.д. Очевиден явный перевес факторов-стимулов над факторами-ограничителями роста цен, такими как рыночная конкуренция или «сдерживающее» государственное регулирование тарифов.
Обобщенные в данной статье сведения Росстата, энергетических компаний, инфраструктурных организаций свидетельствуют о стабильности российской электроэнергетики в целом к моменту завершения реформ - масштабных прорывов и провалов не произошло, новая организационная структура работоспособна и обеспечивает устойчивое функционирование системы энергообеспечения и выполнение задач её развития.
Заметим, что высказываемые мнения о проблемах и успехах преобразований должны подтверждаться доказательной базой. Представленные в статье аргументы и выводы о ситуации и основных тенденциях в развитии электроэнергетики позволяют сделать следующее заключение.
Основная проблема отрасли на послереформенном этапе -оптимизация (эволюционные изменения, улучшение) государственного регулирования тарифов, правил рыночного саморегулирования, организационной структуры. Базовые принципы этих институтов уже сформированы, идет процесс постепенной настройки и исправления ошибок. Например, одно из последних решений - передача холдинга МРСК под управление ФСК - представляется логичным выходом из тупиковой ситуации с тарифами распределительного комплекса без «последней мили».
Основным рычагом улучшения финансово-экономического состояния в сфере электроэнергетики был значительный рост цен. Это стало результатом не только либерализации части рынка, но и тарифного регулирования государственного сегмента, а также удорожания топлива и общеэкономической инфляции. А следовательно, чтобы снижать рост цен, необходимо корректировать все стимулирующие причины. Проблема избыточного роста цен в электроэнергетике стала решаться с 2011 г., и даже с излишним ограничением - на пределе безубыточности совокупных затрат энергоснабжения. Но ценовые перегибы как в пользу, так и в ущерб электроэнергетике не могут быть полезны экономике страны. Нужен баланс интересов, ближе всего к этому состоянию, по нашему мнению, цены, обеспечивающие нормальный уровень отраслевой рентабельности продаж (не ниже 10%).
Решение проблем инвестиционного обеспечения отрасли возможно комбинированным путем: формированием собственных ресурсов за счет роста цен и сокращения издержек, заимствованием частного капитала, привлечением государственных средств. Надо признать, что без первого пути обновление и модернизация электроэнергетики неосуществимы. Привлечение частного капитала также зависит от рентабельности электроэнергетического бизнеса, т.е. от цен и состояния рынка. Доступность же кредитных ресурсов остается проблемой общеэкономического плана.
Очевидно, необходима активизация участия в инвестиционном процессе госкапитала. Именно это направление, по нашему мнению, следовало бы усилить в ближайший 5-10-летний период, и главным образом, для инвестирования развития энергетики регионов Севера и Дальнего Востока.
