Энергетика

Системное разрушение системы

08.03.2016
Рубрика: Энергетика

Обсудить на форуме

170302 просмотра
  1. Текущая надежность электроснабжения
  2. Общесистемные причины
  3. Организационные и технологические факторы
  4. «Эффективность» западного опыта
  5. Прочие преобразования при дезинтеграции АО-энерго
  6. Выводы. Что? Где? Почему?
  7. Заключительная оценка

Введение

Приступая к данному анализу, я предполагал, согласно общепринятой структуре подобных материалов, сначала рассмотреть общесистемные вопросы, потом плюсы и минусы мер, предложенных и реализованных реформаторами. Однако в результате оказалось, что ни одно из выполненных мероприятий не несет в себе никакого противозатратного эффекта. Комплекс мер при реформировании – образец дезорганизации производства, ликвидации системного эффекта, потери ответственности за конечный результат.

Учитывая, что отрицательная оценка реформ отечественными специалистами и учеными общеизвестна, целесообразно ознакомиться с мнениями известных зарубежных экспертов и журналистов о российской приватизации, опубликованными в 1998 и 2000 годах:

«Главное, что подвело нас, – это колоссальный разрыв между риторикой реформаторов и их реальными действиями... Это не шоковая терапия, это злостная, предумышленная, хорошо продуманная акция, имеющая своей целью широкомасштабное перераспределение богатств в интересах узкого круга людей» (Джеффри Сакс, руководитель группы экономических советников президента России Бориса Ельцина в 1991–1994 годах).

«Я встретился с самыми влиятельными русскими бизнесменами, но увидел, что их влияние на русскую экономику откровенно деструктивное. И это не просто временные трудности переходного периода, как объясняли Гайдар и Чубайс. Все стремительно катилось вниз! И тогда я понял: мы имеем дело не с капитализмом, не со свободным рынком и не с демократией. Мы имеем дело с мафией» (Пол Хлебников, корреспондент журнала Forbes, с апреля 2004 года – главный редактор русской редакции Forbes. Интервью газете «Московский комсомолец» от 10 октября 2000 года. 9 июля 2004 года был убит в Москве, преступление не раскрыто).

Системное разрушение системы

1. Текущая надежность электроснабжения

Негативные последствия проведенных либеральных реформ российской электроэнергетики сегодня не вызывают сомнений у профессионалов отрасли, потребителей, независимых экспертов. Многократно декларируемые цели проведенных преобразований не достигнуты ни по надежности, ни по инвестиционной привлекательности, ни по снижению затрат и тарифов.

Реальный итог реформ – угроза энергетической безопасности из-за:

  • снижения дееспособности управления в центре и на местах;
  • развала системы технического обслуживания;
  • массового использования нелокализованного зарубежного оборудования;
  • потери ответственности за надежность энергоснабжения;
  • назначения первыми руководителями «управленцев», не имеющих технологических компетенций и опыта успешной работы.

Такие выводы не голословны, они естественно вытекают из итогов десятилетнего корпоративного управления после дробления основы национальной электроэнергетики – вертикально интегрированных компаний (АО-энерго), семилетнего периода децентрализованного управления после ликвидации РАО «ЕЭС России» и пятилетнего опыта работы оптового рынка электроэнергии при свободном ценообразовании. Последствия дезорганизации производства отмечены не имеющими аналогов техногенными бедствиями:

  • беспрецедентной межсистемной аварией 25 мая 2005 года в ОАО «Мосэнерго» с отключением десятков электростанций и сотен электроподстанций в пяти субъектах Российской Федерации с населением более 6 млн человек;
  • катастрофой 17 августа 2009 года на флагмане гидроэнергетики – Саяно-Шушенской ГЭС, приведшей к гибели 75 человек и потере всей энергомощности – 6400 МВт, потребовавшей 39 млрд рублей и пяти лет для восстановления;
  • повторной (ровно через семь лет) аварией 4 января 2015 года на крупнейшей тепловой электростанции – Сургутской ГРЭС-2 общей электрической и тепловой мощностью 6480 МВт с пожаром, обрушением кровли и длительным аварийным ремонтом энергоблока 800 МВт

Перечисленные аварии на традиционно лучших электростанциях и энергосистемах показывают беспрецедентный уровень деградации реформированной отрасли. Еще большую тревогу вызывают материалы совещания по надежности энергоснабжения 6 января 2015 года, проведенного после сургутской аварии вице-премьером А.В. Дворковичем. Информация об авариях в течение 2014 года поражает не только количеством (> 4000 случаев), но и динамикой роста на крупных электростанциях, составившей за год 30–50%.

Катастрофическую статистику 2014 года характеризуют следующие данные:

  • мощность электростанций с высокой аварийностью – 20 ГВт (!);
  • рост количества крупных аварий с системными последствиями – 70% (!);
  • рост количества аварий с крупным обесточиванием (> 100 МВт) – 64% (!).

Основная причина аварий по материалам расследований – исчерпание ресурса прочности на элементах котлов и турбин. Казалось бы, выявленный колоссальный недоремонт оборудования требует срочных радикальных оргвыводов. Однако никаких мер не принято, очевидно, реальная лавина роста аварийности никого не пугает. Итоги реформ – это не только ущерб от произошедших аварий, но и огромные потери во всех секторах экономики из-за внедрения высокозатратных решений. Наиболее весомыми «подарками реформаторов» являются: сверхприбыльная модель оптового рынка; кратно возросшие трансакционные издержки дезинтегрированных компаний; форсированный рост тарифов на вводимую мощность по ДПМ; приоритет принципа прибыльности в отрасли

Одновременная реализация этих затратных моделей, механизмов и принципов привела к росту тарифов во всех регионах страны. Это означает, что проблемы финансовой стабильности отрасли стали решаться без оглядки на потребителя, то есть того субъекта рынка, для которого создана отрасль. При этом наибольшие потери для бюджета и роста ВВП вызывает то, что электроэнергетика, снижая конкурентоспособность промышленности, стала фактором риска и ограничения развития экономики

Возникает вопрос: почему «экономическая элита» страны, лоббировавшая реформы, провалила декларируемые цели проведенных преобразований в РАО «ЕЭС России»

2. Общесистемные причины

2.1. При реформах проигнорирована важнейшая особенность электроэнергетики России – то, что она является классической большой управляемой системой. К таким системам по академическим канонам относятся сложные технологические или биологические комплексы, особенностью которых является взаимозависимость непрерывно протекающих процессов в подсистемах, объединенных общей целью функционирования. Анализировать такие системы и внедрять меры по их усовершенствованию необходимо только с учетом всего комплекса протекающих процессов. Фрагментарное изучение отдельных подсистем, их упрощенное или изолированное рассмотрение оказываются бесплодными, а рекомендации на основе локального анализа – разрушительными по своим последствиям.

Отказ от вертикальной интеграции, искусственное выделение из ЕЭС России отдельных видов бизнеса (диспетчеризация, генерация, транспорт и распределение электроэнергии, сбыт, техническое обслуживание и т.д.) перечеркнули саму возможность оптимизации режимов работы энергосистем и исключили все шансы для получения эффекта масштаба в эксплуатационной и инвестиционной деятельности. Отказ от системного подхода к реформированию электроэнергетики означает потерю синергии, то есть получения суммирующего эффекта взаимодействия нескольких факторов, превосходящих эффект каждого компонента, затратив наименьшее количество ресурсов.

Потерян универсальный метод, позволяющий кратчайшим путем провести к цели технологический комплекс любой сложности. Ни один ведущий управленец и экономист топ-компаний не может соответствовать занимаемой должности, если не понимает особенностей исследования и совершенствования больших управляемых систем.

2.2. Разработчики и лоббисты реформ пренебрегли необходимостью сохранения основных управленческих, технологических и хозяйственных связей на региональном уровне, от которых зависит стабильность и эффективность электроснабжения. Это является сегодня реальным фактором риска для энергетической безопасности из-за снижения надежности функционирования всех систем жизнеобеспечения в субъектах РФ. Создается впечатление, что авторы реформ абсолютно не представляли, в каких условиях оказываются энергокомпании и потребители при авариях в системах электроснабжения.

Дробление энергокомпаний по отдельным видам бизнеса привело к уменьшению их мобилизационных сил и средств, серьезно снизило оперативность устранения вероятных аварий. Эвакуационные возможности при авариях в системах электроснабжения кратно уменьшаются из-за останова железнодорожного транспорта, отключения насосов на бензозаправках и усложнения движения автотранспорта по улицам городов.

Шоковое воздействие на граждан оказывают перегрузка и отключение связи, невозможность вызова служб МЧС, МВД и скорой помощи. Наиболее тяжелые ситуации возникают в зимний период, когда прекращение электроснабжения ведет одновременно к останову в аварийном энергорайоне всех централизованных источников тепла и систем питьевого водоснабжения. Последствия совмещенных аварий в электро-, тепло-, водоснабжении могут превзойти крупнейшие техногенные катастрофы.

Для российских условий (холодный климат, проживание 100 млн граждан в многоквартирных домах) эксперимент перехода к дезинтегрированным региональным энергокомплексам, снижающий надежность энергоснабжения, является абсолютно неприемлемым вариантом.

2.3. Проведенная ликвидация энергохолдинга и последующая приватизация отдельных энергетических бизнесов на финальном этапе реформ привели к десятикратному сокращению компетенций и численности сотрудников на верхнем отраслевом уровне управления (РАО «ЕЭС России» плюс Минэнерго РФ), которые необходимы для решения общеотраслевых проблем в текущей деятельности, инвестиционном и инновационном развитии. Важнейшая отрасль жизнеобеспечения России фактически оказалась без дееспособного отраслевого штаба, способного оценивать с государственных позиций последствия проведенных реформ и вносить своевременно необходимые изменения в нормативную базу для выхода из кризиса.

Затянувшееся ожидание решения назревших проблем ставит под угрозу саму возможность обеспечения энергетической безопасности страны.

Совершенно очевидно, что электроэнергетика потеряла рачительного хозяина как оптового заказчика оборудования для новых энергообъектов на основе типовых проектов энергоблоков, как разработчика унифицированного типоразмерного ряда оборудования, как исполнителя и координатора перспективных планов НИОКР для электроэнергетики и смежных отраслей национальной экономики.

3. Организационные и технологические факторы

Пренебрежение общей спецификой электроэнергетики как единого взаимосвязанного производственного комплекса, игнорирование условий обеспечения сбалансированного развития отрасли и жизнеобеспечения в зоне региональных энергосистем не исчерпывают недостатков проведенных преобразований. Разработчики и лоббисты реформ проявили полное отсутствие компетентности в важнейших технологических особенностях и условиях функционирования всех видов энергетического бизнеса в Единой энергосистеме страны.

3.1. Без оценки последствий для надежности и эффективности проведена дезинтеграция и приватизация основы отрасли – вертикально интегрированных региональных энергокомпаний (АО-энерго) более полувека, полноценно выполнявших в субъектах Российской Федерации функции энергоснабжающих организаций. Вместо 69 АО-энерго было образовано около 300 энергокомпаний по отдельным видам энергетического бизнеса (производство, транспорт, распределение, сбыт, дисетчеризация, структуры обслуживания). Например, ОАО «Мосэнерго» разделили на 14 частей, ОАО «Тюменьэнерго» на девять частей, ОАО «Хабаровскэнерго» на семь частей, другие АО-энерго – на три–пять частей.

Разрушены многолетние хозяйственные связи между линейными и сервисными предприятиями бывших АО-энерго в снабжении, транспортных перевозках, обмене информацией. Дееспособные общесистемные службы: перспективного развития, капитального строительства, релейной защиты, ремонта электросетевого и генерирующего оборудования, зданий и сооружений – разделены по новым энергокомпаниям и их структурам в регионах.

Это привело к потере возможности оптимизации затрат в эксплуатации, техническом обслуживании, инвестиционном развитии и НИОКР. Рост затрат из-за трансакционных издержек одномоментно увеличился на 30–40%.

Особое опасение вызывает фактическое самоустранение (после ликвидации АО-энерго) диспетчерских служб РДУ от управления режимами комбинированного производства электроэнергии и теплоснабжения от ТЭЦ. Создается впечатление, что о жесткой взаимозависимости аварий в системах электроснабжения, теплоснабжения и основного резерва эффективности отрасли просто забыли.

В стране с продолжительной и холодной зимой, когда потеря электроснабжения в любом регионе немедленно приводит к останову всех источников централизованного теплоснабжения, а аварии в теплоснабжении, соответственно, ведут к кратной перегрузке КЛЭП и ПС, это граничит с недопустимой халатностью и ростом риска техногенных катастроф.

3.2. Принципиальным отличием российской электроэнергетики является то, что на электростанциях вырабатывается методом совместного производства более 800 млрд кВт•ч в год тепловой и электрической энергии, что на порядок больше, чем в любой другой стране мира.

ТЭЦ являются основным сектором генерации, их общая мощность больше, чем совместный потенциал ГЭС и АЭС. Социальное значение стабильной работы ТЭЦ как поставщика незаменимой услуги не только электрической, но и тепловой энергии для жизни ста миллионов граждан, проживающих в многоквартирных домах, не сравнимо ни с чем.

По эффективности топливоиспользования и, соответственно, по экологическим показателям теплоэлектроцентрали превосходят остальные тепловые электростанции, что должно бы предопределить приоритетное отношение к ним на оптовом и розничном рынках. Нельзя не учитывать и того, что их расположение в центрах электрических нагрузок снижает потери в сетях ФСК и МРСК из-за общего уменьшения транспорта электроэнергии по межрегиональным сетям не менее чем на 250 млрд кВт•ч/год. Весовым преимуществом ТЭЦ является также наличие вращающегося резерва от 5,0 до 10,0 ГВт в зависимости от времени года.

Однако на российском оптовом рынке ТЭЦ стали фактически единственным планово-убыточным субъектом. По итогам 2012 года убытки десяти ТГК составили 21,8 млрд рублей. Иного и не могло быть, так как ТЭЦ производят продажу продукции на двух рынках: электроэнергии – на конкурентном оптовом рынке, тепла – на регулируемом розничном рынке.

Несогласованная работа двух разных рынков, приводящая к финансовому уничтожению ТЭЦ, является сегодня реальным риском для социальной стабильности общества в крупнейших городах страны. Перевод ТЭЦ на розничной рынок крайне убыточен для государства, так как уничтожил заинтересованность субъектов РФ в развитии теплофикации с потерей огромных резервов экономии, оцениваемых Минэнерго РФ в 37 млн т.у.т./год (!).

3.3. Не менее значимым отличием российской электроэнергетики от западных стран, влияющим на надежность каждого энергообъекта, является отсутствие сервисного ремонта фирм – изготовителей. Основная деятельность по обеспечению длительной надежности энергетического оборудования и сетевой инфраструктуры всегда выполнялась в российской электроэнергетике персоналом отраслевых эксплуатационных и специализированных предприятий. Необходимость этого была вызвана повышенной ответственностью за надежность энергоснабжения огромной страны с продолжительными зимами. Мобильность квалифицированного, ремонтного персонала энергокомпаний, знающего всю предысторию работы оборудования на конкретных электростанциях и сетях, является необходимым условием быстрой ликвидации зимних аварий и качественного выполнения регламентных ремонтов. Никакой внешний подрядчик – победитель бесчисленных конкурсов на «дешевый ремонт» таким критериям не отвечает.

Принятое во время реформ решение об отнесении ремонта к непрофильному бизнесу и последующая приватизация системы технического облуживания были губительными по своим последствиям. Ремонтные затраты стали восприниматься новыми собственниками лишь как самый простой способ получения прибыли. Это привело к кратному сокращению финансирования ремонтов и деградации всей системы технического обслуживания.

Если доля технического обслуживания в себестоимости снижена в разы, если наиболее повреждаемые узлы оборудования (поверхности котлов, лопатки турбин, трансформаторы, грозотросы, трубы теплотрасс и т.д.) заменяются в объеме 1÷1,5% от общего количества, это прямая дорога к росту аварий. Напряженные узлы энергооборудования 70÷100 лет безаварийно нигде не работают. Создавшееся положение показывает некомпетентность государства в управлении жизнеобеспечением и топ-менеджеров характеризует как временщиков.

3.4. Негативно оценивается экспертами положение, сложившееся при реформировании электросетевого комплекса. Реформаторами не учтено, что из-за больших расстояний и низкой плотности нагрузок создание рыночной электросетевой инфраструктуры для конкуренции генерации не окупается из-за высоких затрат. В Советском Союзе электрические сети проектировались по схемам развития энергосистем для реализации функционально-оптимизационного принципа. Суть его в следующем. Основные и резервные ЛЭП высокого и сверхвысокого напряжения обеспечивали межсистемный, межрегиональный транспорт электроэнергии от крупнейших центров генерации до крупнейших центров потребления. Данные межрегиональные сети находились на балансе производственного объединения «Дальние электропередачи».

В составе региональных энергосистем (АО-энерго) находился весь остальной электросетевой комплекс (> 90% основных фондов). При этом на обслуживаемой территории АО-энерго выполняло функцию распределения электроэнергии от электростанций до потребителей по электрическим сетям всех напряжений вплоть до 500 кВ включительно. Такое решение упрощало управление режимами эксплуатации энергосистемы в нормальных и в аварийных ситуациях, уменьшало объем согласований при планировании ремонтов. Строительство сетей по единому проекту (схеме) позволяло оптимизировать инвестиционные и последующие затраты используя общую пропускную способность ЛЭП всех напряжений как для зимнего максимума нагрузок, так и для летнего ремонтного периода.

Доля электросетевых затрат в тарифах на электроэнергию многие годы была на уровне 30–35%, что соответствовало европейскому уровню и не создавало экономических предпосылок для строительства собственной генерации промышленными потребителями.

При реформировании электроэнергетики функциональный принцип отнесения энергообъектов к ОАО «ФСК» и ОАО «МРСК» без экономических обоснований заменен на их деление по уровню напряжения 220 кВ. Оптимизационные преимущества функционального принципа деления энергообъектов были потеряны. Более того, дополнительно возникла проблема «последней мили» и сложности перекрестного субсидирования тарифов для населения. Эти недостатки, а также развитие сетей на основе завышенных прогнозов и с целью устранения ограничений для конкуренции привели к росту доли затрат на транспорт электроэнергии сверх 50% тарифа.

Четкая технико-экономическая оценка влияния различных структур электрических сетей на конечные результаты эксплуатации дана в работе германских экономистов Х. Гровича и Г. Вейна (2007 г.), анализирующих последствия деления сетевых компаний по уровню напряжения. Авторы математически доказали, что вертикально ориентированные сетевые компании (в том числе и монопольные компании, включающие генерацию, сети, сбыт) обеспечивают на 35% более высокий объем поставок электроэнергии и более низкую – на 40% – плату за доступ потребителей к сети, чем вертикально разделенные по уровню напряжения компании. Такая работа позволяет прекратить дискуссии о критериях разделения сетей. Это слишком большие резервы затрат, чтобы не использовать их в регионах.

3.5. Радикальным преобразованиям при реформировании подверглась не имеющая мировых аналогов по надежности и эффективности система отраслевого диспетчерского управления.

Разработчики реформ проигнорировали важнейшую особенность ЦДУ ЕЭС, которое в отличие от операторов большинства стран, находясь в составе хозяйственного комплекса, реально управляло и оптимизировало режимы работы объединенных энергосистем. При этом результаты его деятельности были подконтрольны компетентным службам энергохолдинга.

По плану реформ ЦДУ ЕЭС было выведено из состава ОАО РАО «ЕЭС России» и преобразовано в самостоятельную компанию ОАО «СО ЕЭС» для выполнения технологических функций. Для управления коммерческой деятельностью была создана отдельная компания – ОАО «Администратор торговой системы» (ОАО «АТС»), статус которой закреплен в нормативных документах. Сегодня рынок на сутки вперед на оптовом рынке (90% продаж) управляется двумя операторами: технологическим – СО ЕЭС, коммерческим – ОАО «АТС», где для первого приоритет – надежность, для второго – эффективность продаж. Однако изолированность СО ЕЭС от энергокомпаний и двоевластие на рынке уже привели к проблемам в отрасли:

3.5.1. Решения двух операторов с разным целеполаганием противоречат друг другу, что не позволяет использовать системный эффект оптимизации, определяемый топливоиспользованием;

3.5.2. Корпоративная изолированность структур СО ЕЭС привела к управленческому нонсенсу – потере их ответственности за экономику энергокомпаний, режимами которых они управляют и планы развития которых согласовывают. Форсированный рост тарифов и колоссальные избыточные мощности это наглядно иллюстрируют;

3.5.3. Созданный искусственно раздел привел к тому, что диспетчерские команды стали проходить вне единого контрактного права АО-энерго через имущественные границы. Появилась вероятность задержки исполнения команд, которые противоречат экономике конкретных энергокомпаний. В электроэнергетике США это неоднократно проявлялось при тяжелых авариях, а у нас уже проявляется в зоне практически всех ОДУ;

3.5.4. Жесткое отделение деятельности низовой структуры – диспетчерского управления (РДУ) – от региональных энергокомпаний негативно влияет на качество оценки предаварийных ситуаций, оперативность и полноту принятия мер по локализации аварий из-за потери полноценных контактов с производственными службами энергообъектов. В российских авариях это имело место в Мосэнерго и на Саяно-Шушенской ГЭС;

3.5.5. Работа изолированной компании ОАО «СО ЕЭС» оказалась вне объективного контроля и анализа режимов работы со стороны Инспекции по эксплуатации энергосистем, как это было ранее в Минэнерго СССР и РАО «ЕЭС России». Рост аварий с системными последствиями и крупными отключениями (> 100 МВт), достигший в прошедшем, 2014 году 70%, свидетельствует о катастрофическом снижении общеотраслевой надежности.

По состоянию на текущий момент можно констатировать, что высокая компетентность персонала СО ЕЭС при существующей структуре не используется с максимальной отдачей для электроэнергетики.

В результате перечисленных недостатков:

  • неполно и некачественно выполняются основные принципы оперативно-диспетчерского управления в части осуществления мер, направленных на безопасное функционирование электроэнергетики и предотвращение аварийных ситуаций;
  • созданные сегодня условия функционирования рынков электроэнергии не соответствуют законодательным требованиям (ФЗ-35, ст. 6) о балансе экономических интересов поставщика и потребителей энергии, использовании рыночных отношений и конкуренции для минимизации стоимости электроэнергии;
  • недостоверные прогнозы, используемые при реализации согласованных СО ЕЭС дорогостоящих перспективных программ развития, приводят к избыточным резервам генерирующих мощностей и строительству незагруженной электросетевой инфраструктуры;
  • не проводится государственная политика в электроэнергетике в части обеспечения энергетической безопасности из-за согласованного СО ЕЭС массового применения в энергокомпаниях нелокализованного оборудования зарубежных фирм с коротким жизненным циклом, что не соответствует основным принципам оперативно-диспетчерского управления (ФЗ-35, ст. 13) в части мер, направленных на безопасное функционирование электроэнергетики и предотвращение аварийных ситуаций.

Серьезные замечания по эффективности функционирования СО ЕЭС требуют оперативного принятия радикальных мер по исправлению возникающих недостатков. Ни одна подсистема в Большой управляемой системе – электроэнергетике России – не может быть эффективной, если она изолируется и защищает только свои интересы. Очевидно, что государству как собственнику целесообразно внести соответствующие коррективы в структуру управления электроэнергетикой.

Например, для исключения аналогичных рисков правительствами Великобритании и КНР было принято решение о включении диспетчерских управлений в состав национальных электросетевых компаний, то есть фактически вернулись к доказавшим свою жизнеспособность дореформенным структурам.

4. «Эффективность» западного опыта

Реформы электроэнергетики обосновывались зарубежными консультантами необходимостью применения лучшего западного опыта. Однако результаты его формального использования, внедренные без учета влияния реальных условий на функционирование российской электроэнергетики, привели лишь к дополнительным затратам энергокомпаний и убыткам потребителей.

4.1. Проведено выделение из АО-энерго в отдельный вид деятельности сбытового бизнеса и разрешена регистрация так называемых независимых сбытовых организаций, что обосновывалось необходимостью исключения монополизма и развития конкуренции. Сбор средств с потребителей общей суммой около 2,0 трлн руб./год вместо 69 региональных АО-энерго, владеющих основными фондами на сумму 7 трлн рублей, передан более чем 200 частным сбытовым компаниям, у которых нет ни залоговой собственности, ни банковских гарантий.

Последствия столь явного попустительства криминальной деятельности общеизвестны: сбор средств с потребителей снизился, и более сотни миллиардов рублей криминальными методами выведены из оборота. О сущности данной рекомендации достаточно сказать, что ни одна торговая сетевая структура в мире никогда не отдаст кассовый зал на аутсорсинг чужим компаниям. Серьезность возникшей ситуации даже привела к вынесению данного вопроса на уровень В.В. Путина, где была дана крайне негативная оценка проведенной дезинтеграции.

Сегодня реальным условием высокой оплаты электроэнергии могут быть только усиление финансовой ответственности потребителей и административный ресурс энергосбытовой организации. Первое за рубежом решается за счет наличия у потребителей специального пополняемого счета коммунальных платежей и четкостью судебных решений. Второе зависит от способности энергосбытов влиять на качество и надежность энергоснабжения потребителей. Для полноценных банковских гарантий энергосбытовых организаций чрезвычайно важны как положительные результаты их основной деятельности, так и владение значительными основными фондами. Ни одно из этих условий не могут выполнить отдельные сбытовые, практически посреднические структуры. Многолетний отечественный и мировой опыт подтверждает эффективность передачи функций сбытовой деятельности крупнейшим региональным электросетевым компаниям. Введенный при реформировании отрасли запрет на объединение сетевого и сбытового бизнеса не соответствует мировому опыту, разорителен для отрасли и должен быть отменен.

4.2. В этот же период также в целях развития конкуренции было санкционировано неограниченное создание территориальных сетевых организаций (ТСО) с индивидуальными тарифами через общий «котловой тариф». В течение трех лет было оформлено более 3500 ТСО, трансакционные издержки которых превышают уровень компаний ОАО «Россети». В результате произошло удорожание общего тарифа на 50–70 млрд рублей и потерялась возможность проводить оптимизационное развитие и обслуживание сетей в регионах.

Когда мы в России развиваем конкуренцию за счет создания сотен и тысяч компаний, создается впечатление, будто тот факт, что на мировом рынке успеха добиваются не карлики, а транснациональные гиганты, игнорируется. В электроэнергетике сегодня нужны не дезинтеграция и дробление, а ограничение прибыли поставщиков ресурсов и продавцов энергии, слияния и поглощения компаний для снижения трансакционных издержек. Решение Государственной думы РФ от 19 мая 2015 года об ограничении торговых наценок показывает, что данная проблема как никогда актуальна и появилась надежда на контроль и снижение цен.

Примером оптимизации структур управления за счет укрупнения при сохранении сравнительной конкуренции может быть гигантская электроэнергетика КНР, где функционируют всего два сетевых холдинга и пять генерирующих холдинговых компаний, потенциал каждой из которых на порядок больше российских ФСК, ОГК и ТГК.

4.3. Обременительными для потребителей и для экономики стали последствия внедрения лоббистами реформ модели маржинального спотового рынка продаж электроэнергии по равновесной цене как образцового варианта зарубежного опыта. За этой занаученной формулировкой скрыто, что максимальная цена замыкающего предложения, включенного в баланс, становится общей ценой всех поставщиков (!). Удорожание тарифов для конечного потребителя из-за такого алгоритма рынка неизбежно. Следует отметить, что подобный механизм продаж электроэнергии по равновесной цене применяется в Европе только на балансирующем рынке для однотипного оборудования и одного вида топлива. Это составляет не более 5% общей генерации. Однако на российском рынке применили столь затратный и несправедливый для потребителей механизм для рынка на сутки вперед, то есть для 90% генерации всех типов электростанций – ГЭС, АЭС и ТЭС, затраты которых различаются на порядок. В результате топ-менеджеры компаний поощряются не за достигнутый высокий уровень эксплуатации и технического обслуживания оборудования, а за не зависящую от них стоимость энергоносителя. Дополнительное обременение потребителей из-за сверхприбыли значительной доли поставщиков – сотни миллиардов рублей ежегодно. Высокая рентабельность электростанций с дешевым энергоносителем является, по своей сути, незаработанной прибылью и может использоваться лишь для создания общеотраслевых фондов.

4.4. Каскад нерешенных проблем на впервые созданном в России рынке мощности также не позволяет считать, что на нем обеспечивается баланс интересов продавца и покупателя. Он оказался не менее обременительным для отечественной промышленности и других крупных потребителей, чем оптовый рынок электроэнергии, так как разработан реформаторами для гарантированного обеспечения явно завышенных прогнозов потребления. Его декларируемая цель:

  • привлечение инвестиций в новое строительство;
  • компенсация постоянных затрат электростанций;
  • обеспечение финансирования резервных мощностей.

Однако предложенные механизмы финансирования оказались: во-первых, чрезвычайно дороги; во-вторых, некорректны по адресному направлению возложения затрат расширенного воспроизводства на существующих потребителей; в-третьих, в них отсутствует ответственность государства как автора программ развития потребляющих секторов экономики в центре и субъектах РФ. Финансирование новых энергоблоков (договора поставки мощности – ДПМ) предусматривает рентабельность инвестиций не ниже 14%, срок окупаемости – до десяти лет, что привело к пятикратному росту тарифов на мощность по сравнению с тарифами для существующих электростанций. Общее обременение потребителей для нужд ДПМ превышает в 2014 году 300 млрд рублей с ростом более чем в 2 раза к 2016-му. При этом платежи по ДПМ для вводов на АЭС за период 2014–2016 годов увеличиваются в семь раз – с 16,5 до 116 млрд рублей.

Основной инструмент конкурентного отбора мощности (КОМ) также чрезвычайно дорог из-за возможности манипулирования ценой из-за возросшего объема вынужденной генерации, включаемой в баланс сверх КОМа. Уже сегодня КОМ показывает свою неэффективность из-за наличия больших избытков мощности с ростом в ближайшие годы сверхнормативных резервов до 20–25 ГВт. О неэффективности КОМ свидетельствуют результаты его проведения на 2015 год, когда из 17,3 ГВт неотобранной мощности пришлось специальным решением правительственной комиссии отнести к вынужденной генерации 12,74 ГВт (75%), что привело к дополнительному обременению потребителей на 23,2 млрд рублей.

На КОМе 2016 года ожидаемый неотбор дорогих избыточных мощностей – 20 ГВт. Стоимость оплаты вынужденной генерации в 2015 году ожидается в объеме 38 млрд рублей. НП «Сообщество потребителей энергии» подсчитало, что общая оплата за мощность (КОМ, ДПМ, вынужденная генерация и др.) за три года (2012–2014) выросла в 1,5 раза и составила 460 млрд руб./год. В 2016 году оплата мощности увеличится до 650–695 млрд рублей, так как рентабельность инвестиций ДПМ привязана к доходности ОФЗ, выросшей из-за кризиса до 19%. Даже упрощенный анализ нового рынка показывает, что отделение мощности от электроэнергии, а также возможности манипулировать ценовыми заявками и вынужденной генерацией, во-первых, придали этому показателю виртуальный характер, во-вторых, легализовали крайне затратный инвестиционный механизм.

На рынке мощности создалась парадоксальная ситуация: при избыточных резервах продолжается строительство высокозатратных и обременительных для потребителей энергоблоков по программе ДПМ. При этом отсутствует механизм финансирования кратно меньших затрат по выводу из работы устаревших дорогих мощностей или модернизации оборудования.

Рынок мощности в условиях дезинтеграции АО-энерго оказался явно неконструктивен. Сотни изменений ежегодно вносят в его правила, но они не приносят положительных результатов. Большинство развитых стран отказались от двухставочной формулы тарифа, в том числе Китай, Германия, Франция, Чехия, более половины регионов США. Настало время рассмотреть длительно нерешаемые указанные проблемы рынка мощности в широком кругу экспертов.

5. Прочие преобразования при дезинтеграции АО-энерго

5.1. На базе крупнейших тепловых электростанций созданы по экс-региональному принципу и приватизированы шесть объединенных генерирующих компаний (ОГК). Входящие в их состав ГРЭС разделяют тысячи километров, они распределены от Запада до Забайкалья включительно, что затрудняет оптимизацию эксплуатационных и ремонтных затрат. Подбор электростанций в ОГК по составу оборудования и виду топлива ставил себе целью выровнять их конкурентные условия. Однако нахождение электростанций в разных ОДУ и даже в разных ценовых зонах, наличие сетевых ограничений делают невозможным взаимное резервирование мощности. Конкурентные условия электростанций в России определяются сегодня не столько видом топлива, параметрами оборудования и технологиями, сколько прежде всего близостью к месту добычи топлива. По этой причине разница стоимости топлива на электростанциях доходит до двух раз. Этот фактор не был учтен реформаторами при распределении электростанций по ОГК. Доля выработки электроэнергии на дешевом топливе в которых отличается до трех раз. Поэтому сразу определились как лидеры (ОГК-1 и ОГК-4), так и аутсайдеры (ОГК-2, ОГК-3). В целом искусственное выделение ГРЭС из состава АО-энерго не создало нормальной конкуренции на оптовом рынке и значительно ослабило экономику региональных ТЭЦ, которые ранее работали в базовом режиме по тепловому потреблению.

5.2. На базе нескольких субъектов Российской Федерации было создано и приватизировано 14 территориальных генерирующих компаний ТГК, в которых сосредоточены наиболее старые основные фонды городских теплоэлектроцентралей. Отличие состояния оборудования ТЭЦ от ГРЭС примерно такое же, как сетей МРСК от сетей ФСК. По сроку эксплуатации и надежности оборудования ТЭЦ значительно уступают ГРЭС. Это связано с недофинансированием ремонтов и недостаточной квалификацией персонала подрядных организаций, лишь некоторые из которых имеют полноценные инженерные службы и укомплектованность ведущих рабочих профессий. Дезинтеграция АО-энерго крайне негативно сказалась на техническом обслуживании ТЭЦ, так как наиболее квалифицированный ремонтный персонал остался на участках ГРЭС. Положение усугубляется тем, что в подготовительный период реформирования была практически уничтожена отраслевая структура бывшего Главэнергоремонта (Мосэнергоремонт, Уралэнергоремонт, Сибэнергоремонт и др.), имевшего сильные группы подготовки ремонтов и диагностики. Объединение пяти-шести разных областных центров в составе ТГК не привело к эффекту синергии, так как дефицит сил, средств и профессионалов не позволяет повысить качество работ и производительность труда. В целом создание межрегиональных ТГК не привело к появлению эффективных современных энергокомпаний, а лишь ослабило сильнейшие из них (Мосэнерго, Свердловскэнерго, Кузбассэнерго и др.) и не создало новых лидеров. Низкая надежность оборудования ТЭЦ и магистральных тепловых сетей является сегодня основным риском для социальной стабильности общества в крупных городах России.

5.3. Ряд важнейших видов деятельности, крайне необходимых для сохранения и развития электроэнергетического комплекса, был отнесен к так называемым непрофильным видам бизнеса. Последовавшее за этим решением кратное снижение их финансирования нанесло непоправимый ущерб:

  • предприятиям по техническому обслуживанию оборудования, ремонту зданий и сооружений, что привело к невосполнимой потере наиболее квалифицированных рабочих и специалистов;
  • наладочным организациям, выполнявшим ранее не только работы на конкретных вводных объектах, но и ежегодный отраслевой анализ надежности и эффективности электростанций и сетей;
  • отраслевым институтам, координирующим ранее с Техническим управлением РАО «ЕЭС России» программы НИОКР для электроэнергетики и смежных секторов экономики, что определяло и прогресс отрасли, и энергетическую безопасность.

Отношение к данным структурам как к непрофильным активам проведено лоббистами реформ в жизнь без учета их определяющей роли в обеспечении надежности, экономичности, экологичности и создания отраслевых условий энергетической безопасности.

Фактически перечисленные «непрофильные» организации выполняли в электроэнергетике крайне необходимые роли аудитора и исполнителя в значительно большей мере, чем топ-менеджеры-временщики.

5.4. Проведено практически полное отстранение субъектов РФ от управления активами в территориальных энергокомплексах. Это не позволило использовать мировой опыт для усиления позиций государства на региональном уровне (муниципалитеты, провинции) до контрольного пакета, как это реализовано во всех скандинавских странах, Канаде. В США доля акций Штатов в энергокомпаниях составляет от 10 до 15%, что позволяет им иметь представителей в составе совета директоров компании.

Региональные власти объективно созданы для роли рачительного хозяина в территориальных энергокомплексах. Они одновременно заинтересованы как в низкозатратной, так и в высоконадежной электроэнергетике, и это определяет их объективность в решении проблемы «Экономика надежности». В их ведении находится большинство согласований (нагрузочных, земельных, экологических, градостроительных и др.), которые определяют условия окупаемости новых и реконструируемых энергообъектов.

В новых технологических возможностях (распределенная генерация, возобновляемые источники энергии, революция в энергосбережении, «умные» сети и «умные» дома) целесообразность привлечения регионов для роли собственника в электроэнергетике еще более усиливается. Именно поэтому в последние годы в Германии происходит бум ремуниципализации, когда более трехсот городов и поселков, включая крупнейшие (Берлин, Гамбург), по решению муниципалитетов и даже референдумов стали собственниками инфраструктурных компаний. Это трудные и дорогостоящие решения, без которых невозможно умерить аппетиты монополий.

6. Выводы. Что? Где? Почему?

6.1. Реформы одного из крупнейших и лучших национальных электроэнергетических комплексов мира – ЕЭС России – начались после принятия Правительством Российской Федерации 11 июля 2001 года Постановления №526 «О реформировании электроэнергетики Российской Федерации».

Содержательная часть реформ разрабатывалась представителями подконтрольных иностранным структурам российскими консалтинговыми компаниями: ООО «Карана» (учредитель и собственник – американская корпорация «Карана Корпорейш», имеющая тесные отношения с правительственными структурами США, а именно: Государственным департаментом (Department of State) и Агентством международного развития (USAID) – Удальцов Ю.А. и др., а также представителями московского представительства английской компании СMS Cameron MakKenna – Джек Нюшлосс и др. Экспертиза предложенных реформ для Правительства Российской Федерации проводилась американской компанией «Arthur Andersen», исполнителем указанной экспертизы был Хёрн Дэвид Александр.

Следует отметить, что заключение отделений Российской академии наук и отраслевых институтов о негативных последствиях предложенных преобразований даже не рассматривалось по существу. При проведении столь масштабного и уникального эксперимента разработчики и лоббисты реформ оперировали, по их мнению, «бесспорными» истинами – рыночные принципы, конкуренция, ликвидация монополий, преимущества частной собственности, неэффективность государственного управления, которые, по своей сути, являются бездоказательными декларациями.

6.2. В программе реформ электроэнергетики отсутствуют:

  • даже видимость экономической обоснованности предложенных радикальных преобразований;
  • предложения по повышению системного эффекта ЕЭС России;
  • реальные меры по соблюдению баланса интересов покупателя и продавца на рынке электроэнергии и мощности;
  • предложения по обеспечению дееспособности технического обслуживания – основного условия надежной эксплуатации;
  • меры по оптимизации централизованных и децентрализованных функций управления в электроэнергетике;
  • организация проведения единой технической и закупочной политики для обеспечения энергетической безопасности Российской Федерации;
  • предложения по механизмам финансирования расширенного воспроизводства, исключающим обременение существующих потребителей;
  • рациональные принципы формирования цены продукции для электроэнергетики и смежных отраслей, включая финансовый сектор с целью снижения стоимости энергии.

Вместе с тем общепринятыми мерами повышения эффективности монопольного бизнеса с позиции потребителей его продукции являются:

  • использование общепринятой при добросовестной конкуренции модели рынка продаж электроэнергии, исключающей сверхприбыль продавца;
  • слияния и поглощения для снижения трансакционных издержек и повышения финансовой устойчивости;
  • противозатратные меры хозяйствования на основе нормирования затрат, оптимальных и ответственных программ развития;
  • установление нормы рентабельности продаж электроэнергии, топлива, материальных и финансовых ресурсов, работ и услуг;
  • разработка отдельных механизмов финансирования инвестиционной деятельности для простого и расширенного воспроизводства;
  • проведение аудита эффективности централизованных и децентрализованных функций в крупных энергокомпаниях и холдингах;
  • создание непосредственно в субъектах РФ системы оценки работы энергокомпаний по показателям надежности и качеству энергоснабжения;
  • подбор руководителей, способных на основе опыта предыдущей работы создать команду компетентных исполнителей для эффективной работы.

Однако ни одно из этих проверенных отечественным и зарубежным опытом предложений при реформах электроэнергетики не было реализовано.

6.3. Последствия основных преобразований. Разработанные зарубежными консультантами преобразования российской электроэнергетики были изначально дезорганизационны и затратны. Их внедрение российскими лоббистами без учета реальных условий функционирования отечественных энергокомпаний дополнительно усугубило итоги для потребителей, экономики страны и самой отрасли:

6.3.1. Из-за дезинтеграции основы отрасли – региональных энергосистем (АО-энерго) возросли трансакционные издержки, нарушились многолетние хозяйственные связи, снизились их мобилизационные возможности на территориях субъектов РФ;

6.3.2. Потеряна системная синергия и эффект масштаба ЕЭС России из-за ликвидации общеотраслевых хозяйственных функций, обеспечивающих минимизацию затрат (эффективное топливоиспользование, оптовые заказы оборудования, ритмичность загрузки смежных отраслей);

6.3.3. Из-за создания сотен электросетевых компаний и функционирования новых генерирующих компаний по экс-региональному принципу самоликвидировался единый компетентный центр принятия решений по оптимизации затрат на развитие электроэнергетики в субъектах РФ;

6.3.4. Из-за ликвидации ОАО РАО «ЕЭС России», многократного сокращения сотрудников и функций Минэнерго России де-факто и де-юре упразднен отраслевой центр, способный принимать сбалансированные решения по разработке и реализации программ научно-технического развития электроэнергетики и координации НИОКР смежных отраслей;

6.3.5. Выделение диспетчерской деятельности по управлению режимами работы ЕЭС России (ОАО «СО ЕЭС») в отдельный вид регулируемого бизнеса, не зависимого от экономических результатов деятельности управляемых субъектов оптового рынка электроэнергии (мощности), в результате привело к избыточным резервам мощности, ухудшению топливоиспользования, повышению стоимости инвестиционных программ, игнорированию приоритета теплофикационной выработки электроэнергии;

6.3.6. Выделение ремонтной деятельности в отдельный «непрофильный» вид бизнеса, финансируемый по остаточному принципу, привело к снижению качества и объема регламентного технического обслуживания, влияющих на надежность и эффективность энергоснабжения потребителей;

6.3.7. Внедрение конкурентной модели оптового рынка продаж электроэнергии по маргинальным ценам привело к комплексу проблем:

  • производители электроэнергии получили «рыночную власть» над потребителями;
  • часть секторов генерации (ГЭС, АЭС, ГРЭС вблизи мест добычи топлива) стали получать незаработанную сверхприбыль;
  • социально наиболее значимый и крупнейший сектор генерации тепла и электроэнергии (ТЭЦ) стал убыточным по продаже энергии.

Принятая модель оптового рынка является прямым нарушением требования ФЗ-35 (ст. 6) «Об электроэнергетике» о балансе экономических интересов продавца и покупателя;

6.3.8. Потеря возможности оптимизировать эксплуатационные и инвестиционные затраты в региональных электросетевых комплексах из-за разделения энергетических объектов по уровню напряжения приводит, по расчетам немецких экспертов, к уменьшению пропускной способности сетевой инфраструктуры на территориях до 35% с соответствующим увеличением стоимости технологического присоединения новых потребителей. Это дополнительно усугубилось в России организацией сотен независимых сетевых компаний;

6.3.9. Выделение энергосбытов из состава АО-энерго в отдельный вид частного энергетического бизнеса и принятие законодательного запрета на выполнение электросетевыми компаниями функций энергосбытовых организаций создали условия для снижения платежной дисциплины потребителей, коррупционной потери денежных средств, ухудшения расчетов на оптовом и розничном рынках;

6.3.10. Потеряна заинтересованность субъектов РФ в развитии наиболее эффективных и экологичных источников централизованного теплоснабжения после принятия нормативного акта о выводе всех ТЭЦ установленной мощностью более 25 МВт (97% потенциала) на оптовый рынок электроэнергии;

6.3.11. Рост тарифов на электрическую и тепловую энергию не только подрывает экономику потребителей, но и создает реальную угрозу для экономики самой отрасли. По этой причине потребление тепловой энергии снизилось на сотни миллионов гигакалорий в год из-за массового строительства котельных промышленными предприятиями. В настоящее время рост тарифов на транспорт электроэнергии привел к взрывному росту строительства распределенной генерации у потребителей. Возможное уменьшение реализации электроэнергии может составить до 10% и более.

6.4. Можно ли было избежать этих ошибок? Безусловно. Для этого нужна лишь элементарная честность любого посредственного управленца или экономиста. Алгоритм определения последствий преобразований в технологических комплексах слишком прост и общеизвестен, чтобы, предлагая их для внедрения, ошибаться в последствиях для экономики страны:

6.4.1. Деление любой компании в любом виде бизнеса – это всегда увеличение трансакционных издержек. Можно лишь сомневаться в величине роста затрат, диапазон которых составляет от 10% при объединении предприятий в простых технологиях до 25% при объединении в сложных предприятиях;

6.4.2. Одновременно с ростом трансакционных издержек при дроблении крупных компаний с взаимосвязанными технологическими процессами пропадут эффект масштаба и системная синергия. Рост затрат по этой причине может составлять до 20%. Он реализуется через общую техническую политику, оптовые закупки материальных ресурсов, работ (услуг), а также определяется возможностью концентрации средств на эффективных направлениях;

6.4.3. Потеря ответственных и компетентных центров принятия решений по программам инвестиционного развития – это путь в никуда, а невозможность оптимизации затрат при отсутствии центра исключает экономию, где минимальный эффект составляет не менее 10%;

6.4.4. Разделение сложных взаимосвязанных сетевых инфраструктур не по функциональному принципу (транспорт и распределение), а по уровню напряжения (на основании исследований немецких экономистов) снижает их пропускную способность на 35–40% и на такой же процент увеличивает стоимость технологического присоединения новых потребителей;

6.4.5. Отказ от управления научно-техническим развитием электроэнергетики и прекращения полноценной координации научных программ смежных отраслей – это прямой путь к импортовнедрению с последующим снижением энергетической безопасности и кратным ростом затрат на технологическое обслуживание оборудования в течение всего жизненного цикла;

6.4.6. Выделение ремонтной деятельности в отдельный «непрофильный» вид бизнеса с финансированием по остаточному принципу свидетельствует о полном непонимании неизбежности потерь для надежности и эффективности, что в конечном итоге приведет к значительным убыткам любой энергокомпании;

6.4.7. Выделение ОАО «СО ЕЭС» в отдельный регулируемый диспетчерский бизнес привело к тому, что оценка его работы не зависит: от эффективности или убыточности задаваемых электростанциям режимов работы на оптовом рынке; от точности перспективных прогнозов потребления, определяемых стоимостью согласованных СО ЕЭС перспективных инвестиционных программ; от убыточности продаж производимой энергии самым крупным и социально значимым сектором генерации – ТЭЦ. Уже сегодня убытки по этим факторам составляют более 100 млрд руб./год.

6.5. Проведенные в электроэнергетике преобразования серьезно увеличивают затраты энергокомпаний, дополнительно обременяют потребителей, дезорганизуют управление важнейшей отраслью жизнеобеспечения на федеральном и региональном уровнях.

Они не позволяют повысить надежность и эффективность электростанций, снизить тарифы и потери в сетях. Перечисление основных факторов влияния на конечные результаты реформ показывает, что это ведет к дезорганизации производства ведущей отрасли жизнеобеспечения.

Ни одна страна мира, включая родоначальницу реформ Англию и крупнейшие энергопотребляющие страны – США и Китай, не предпринимала подобных преобразований из-за риска снижения конкурентоспособности национальной промышленности.

7. Заключительная оценка

Анализируя создавшееся положение в электроэнергетике, большинство экспертов высказывают негативное мнение об изначальных целях и задачах реформирования. Они считают, что форсированное внедрение рыночных механизмов для повышения прибыльности компаний и привлечение инвестиций любой ценой были принципиально неверным целеполаганием для реформ естественной монополии. С учетом российских условий (климат, расстояния) при преобладании среди базовых налогоплательщиков энергоемких отраслей основной целью реформ российской электроэнергетики должно быть полное удовлетворение спроса отечественных потребителей на электрическую и тепловую энергию при минимизации их издержек по оплате энергии. Цель, направленная на поддержку конкурентоспособности национальной экономики, предопределяет необходимость оперативного принятия комплекса противозатратных мер не только в электроэнергетике.

7.1. Введение нормирования прибыли для поставщиков энергии, топлива, материальных и финансовых ресурсов, а также исполнителей работ и услуг, необходимых для функционирования электроэнергетики. Данное предложение не является чем-то уникальным, предлагаемым для экспериментального внедрения в России. Это сложившаяся многолетняя практика всех развитых стран и 34 государств Организации экономического содействия развитию, в которых на внутреннем рынке продается по свободным ценам только инновационная продукция.

При этом соблюдение нормы рентабельности в ОЭСР и других странах обеспечивается законодательным решением о кратном увеличении налога на сверхприбыль, который по разным видам бизнеса составляет от 50 до 70%. Конечно, данные принципы требуют отмены налога на прибыль для инвестиционных затрат на реконструкцию, использующую высокоэффективные технологии и оборудование. Решение Госдумы РФ от 19 мая 2015 года «Об ограничении торговых расценок» вселяет надежду, что данная проблема будет решена.

7.2. Внедрение системы детального нормирования затрат во всех видах энергетического бизнеса. Мы несем большие потери и отстаем по этому виду деятельности лет на тридцать от развитых стран. Нормирование стало сегодня общепринятым действенным инструментом управления трудозатратами и производительностью труда, условием составления точных смет, инструментом борьбы с коррупцией и в конечном итоге получения конкурентных преимуществ национальной экономикой.

Для такого подхода сегодня есть объективные причины: кратно сократился цикл выхода на рынок новых технологий, материалов, средств механизации, оборудования, средств автоматизации, робототехники и диагностики, систем связи и программных продуктов по оптимизации эксплуатации и техническому обслуживанию и инвестиционной деятельности.

Эффективность нормирования в США привела к новому понятию эффективности – «освоение опыта», по которому, например, планируют перспективное снижение удельной стоимости ввода новых энергомощностей. За короткий период с  2008 по 2014 год нормирование работ помогло снизить удельную стоимость в солнечной и атомной энергетике на 25÷30% (!). В КНР нормированием работ занимается более 700 тыс. человек. Нормирование является престижной профессией, имеет разрядную квалификацию по видам, сложности и объемам работ. Без предварительного нормирования в Китае не проводится ни один тендер, не рассматривается стоимость ни одного проекта.

Использование данного опыта зарубежных стран для снижения затрат при строительстве в российской электроэнергетике очевидно.

Не менее важным противозатратным направлением является нормирование оплаты труда всех работников – от топ-менеджеров до рядовых сотрудников в сочетании с нормированием численности персонала по видам деятельности.

Общепринятым для энергетики является нормирование затрат в составе себестоимости как для ремонта оборудования, так и для эксплуатационных нужд. При этом стоимость работ расписывается по годам в зависимости от вида регламентного ремонта энергоагрегатов за жизненный цикл.

Это позволяет скрыть огромные резервы не только для снижения себестоимости, но и для повышения надежности оборудования.

7.3. Снятие всех ограничений на структурную и технологическую оптимизацию региональных энергокомплексов и холдинговых энергокомпаний, позволяющую за счет слияний и поглощений уменьшить трансакционные издержки и получить системный эффект масштаба.

Это классическая антикризисная мера прежде всего касается объединения электросетевого и энергосбытового бизнеса, восстановления вертикальной интеграции по напряжению в электрических сетях регионов, создание совместных инфраструктурных компаний электроэнергетики и муниципальных предприятий, а также совместных энерготопливных компаний. Для этих же целей Минэнерго РФ лоббирует создание единых электроснабжающих и теплоснабжающих организаций в субъектах РФ на базе крупнейших сетевых компаний с прекращением выдачи ТСО несогласованных технических условий на подключение потребителей.

7.4. Высокий профессионализм и талант руководителей. Они необходимы для внедрения предлагаемых мер и новых прорывных технологических решений. Сегодня трудность проведения эффективной кадровой политики в отрасли и, соответственно, успех перехода на противозатратный цикл развития связан с присущей ей коррумпированностью как частью российской экономики. Это касается всех видов энергетического бизнеса без исключения и проявляется в скандальных корпоративных разоблачениях вплоть до жесткой критики топ-менеджеров энергокомпаний со стороны президента страны В.В. Путина.

Разрушительным для кадровой политики оказался подготовительный период реформирования, когда были заменены все профессионалы в правлении ОАО РАО «ЕЭС России» и большинстве компаний на местах. Финансовые потери в результате прихода новой команды «управленцев» достойны Книги рекордов Гиннесса. Профессор В.В. Платонов, анализируя официальную отчетность за период 1998–2005 годов, выявил, что 39,5 млрд долларов (!) не дошли до производственных нужд, что позволило бы финансировать все инвестиционные программы без проведения реформ. Это прямой результат «эффективной» политики топ-менеджеров по «погашению» задолженности, «оплате услуг» по инвентаризации и переоценке собственности, завышенной стоимости «консультаций» компаний – разработчиков реформ, проведению «эффективных» закупок, а также знаменитых «откатов» в подрядной деятельности» и т.п.

Принятая во время реформ запредельная система оплаты «труда» руководителей холдинга, стимулирование их «золотыми парашютами» не за надежность или эффективность, а за выполнение графика разрушительных реформ характеризует моральные принципы «реформаторов». Естественным итогом таких новаций явился полный отрыв руководителей от коллективов, нужд потребителей и общегосударственных задач подъема экономики. Надо четко понимать, что в течение десяти лет – с 1998 по 2008 год – отрасль методично подрывали по плану реформ и за счет средств российских потребителей.

Создавшееся положение поставило топ-менеджеров вне своих коллективов и вне профессиональной оценки, чему изначально способствует и полная непрозрачность кадровых назначений. Азбучная истина эффективного управления коллективами, особенно в ответственных и технологически сложных производствах, – совпадение формального и неформального лидера. Сегодня данный принцип практически не соблюдается.

К сожалению, и общепризнанный в мире принцип карьерного роста – наличие положительного опыта аналогичной предыдущей работы – также перестал быть обязательным условием для назначения.

Электроэнергетика всегда нужна стабильно работающая, но в кризис как никогда остро необходима низкорентабельная естественная монополия. Нужна противозатратная перестройка сложившихся взглядов на то, что необходимо и что минимально достаточно. Чем раньше мы перейдем от системы бонусов за прибыльность к системе «внутренней мотивации» первых руководителей «за экономную надежность», тем быстрее получим значимый противозатратный эффект.

Но для этого нужна высокая цель, профессиональная компетентность и автономность в разработке и реализации принимаемых решений, что, где, когда и с кем делать. Сегодня это почти полностью отсутствует.

Обсудить на форуме

Нужен кабель? Оформи заявку бесплатно