When the lamp is shattered
The light in the dust lies dead
P.B. Shelley "Lines"
От редакции
Ожидается, что на днях премьер Михаил Касьянов наконец подпишет уже двукратно (в декабре 2000 и в мае 2001) одобренную правительством программу реструктуризации РАО ЕЭС. Предыдущим сроком подписания было 19 июня, затем 26-е. Окончательное утверждение программы, близкой идеям менеджмента РАО, в который раз было отложено под давлением ее противников в администрации президента и среди крупных промышленников. Предполагалось, что очередная отсрочка позволит провести еще одну серию консультаций с участием президента и премьера. Сведения о такой встрече в прессу не просочились, однако глава московского представительства Prosperity Capital Management Александр Бранис поведал "Времени новостей", что президент, встретившись с Андреем Илларионовым, Германом Грефом и иностранными акционерами РАО 3 июля заявил, "что разрешение ситуации входит в компетенцию правительства и сам он не вправе вмешиваться в аспекты деятельности кабинета министров". По словам Браниса, президент дал понять, что если решения правительства приведут к негативным последствиям, то будет ставиться кадровый вопрос. Все это означает, что дискуссия о судьбе энергетики Путиным закрыта, а ответственность за реформу и ее последствия несет правительство.
Основная политическая дискуссия завершена, однако вопросы и развилки в практическом проведении реформы остаются, так же как и необходимость прогнозировать ее экономические последствия. Как считает экономист Дмитрий Панов, главный вопрос реформы - судьба перекрестного субсидирования различных секторов экономики, осуществляемого через энергетику. С одной стороны, энергетика постоянно субсидирует промышленность, а рост тарифов, как показывает опыт, непосредственно связан с замедлением роста в промышленности. Пока российская промышленность энергозатратна (а именно такой она создавалась), эта ситуация неизбежна. С другой стороны, ключевая проблема реформы - это прекращение регионального перекрестного субсидирования внутри РАО ЕЭС. "Отсечение" части неэффективных потребителей, не способных платить настоящую цену за электроэнергию (как, видимо, и генераторов), неизбежно и при вертикальном, и при горизонтальном варианте перераспределения собственности. Наконец, бюджетные обязательства в электроэнергетике не покрываются реальными бюджетными расходами.
Поэтому по-настоящему ключевой вопрос не в том, с кем объединить сеть, а в том, как будет осуществляться преобразование собственности РАО и как распределятся имеющиеся кредиторская и дебиторская задолженности. А статус сетевой компании, направление интеграции, монополия на сеть - это своего рода псевдовопросы, интересующие только отдельные группы влияния - крупнейших потребителей энергии и акционеров энергокомпаний. Кто и в какой степени возьмет на себя издержки переходного периода - вот главный вопрос, требующий ответственных экономических и политических решений.Грядущая реструктуризация РАО ЕЭС породила обширную дискуссию о целях и методах реструктуризации, естественности и неестественности монополий. Данная статья не ставит целью еще раз привести или проанализировать аргументы той или иной спорящей стороны. Скорее, в ней ставится ряд вопросов, адекватных ответов на которые автор не нашел ни в опубликованных текстах, ни в противоборствующих концепциях реформы, подготовленных правительством и Госсоветом. Это проблемы влияния энергетики на экономическое развитие, проблемы субсидирования энергетикой других отраслей и секторов, проблемы государственного регулирования и политической составляющей в реформе и, наконец, сам характер монополии РАО. Но перед тем как обсуждать эти вопросы, необходимо набросать схематичный портрет отрасли - основные черты реформируемого объекта, которые, кажется, не вполне учитываются сторонниками различных подходов к реформе.
Наследство По выработке электроэнергии СССР занимал второе место в мире. Сверхтяжелая структура промышленности требовала все больше энергии, тогда как применяемые у нас технологии низкой энергоемкостью не отличались. Сразу после распада Союза в 1992 году Россия произвела более триллиона кВт/ч электроэнергии. За 1993-1998 годы производство упало на 18,5%, а в 1999-2000 годах поднялось на 6%. По объему установленных мощностей мы и сейчас занимаем второе место в мире после США.
До сих пор экономика остается чрезвычайно энергоемкой. По отношению потребления электроэнергии к ВВП Россия втрое превосходит близкие по климату Канаду и Норвегию. Этим мы обязаны структуре промышленного производства. В итоге российская промышленность потребляет более 50% производимой в стране энергии, тогда как в США промышленное потребление составляет 27%.
Установленные мощности по генерации электроэнергии в России | = | Установленная
мощность, тыс. мВт | Доля в совокупной
мощности, % |
| РАО ЕЭС, в т.ч.: | 155,1 | 72,5 |
| =====ТЭС | 121,3 | 56,7 |
| =====ГЭС | 33,8 | 15,8 |
| Росэнергоатом и Ленинградская АЭС | 21,3 | 9,9 |
| Иркутскэнерго | 12,88 | 6,0 |
| Татэнерго | 7,06 | 3,3 |
| Прочие | 17,61 | 8,2 |
| Итого | 213,9 | 100,0 |
Естественно, солидные генерирующие мощности задействованы далеко не полностью (наиболее близкая к реальности оценка уровня загрузки мощностей - 75-80%). Различна эффективность станций: наряду с ГЭС на сибирских реках и сургутскими ГрЭС еще работают станции-первенцы ГОЭЛРО. РАО ЕЭС принадлежит менее 3/4 мощностей. Среди "прочих" мощностей (см. таблицу) - генераторы, находящиеся непосредственно на предприятиях. Так, "Северсталь" самостоятельно производит 40% потребляемой ею электроэнергии.
Линии электропередач РАО обширны и связывают многие регионы (РАО принадлежат 96% линий по протяженности, в т.ч. все системообразующие). Тем не менее сеть не является единым целым. Полностью изолированы Камчатка, Норильск, Якутск, каскад Вилюйских ГЭС (Якутия), Магадан, Сахалин. Ограничен переток мощностей между Сибирью и Уралом, причем наиболее мощная линия передачи между ними идет через Казахстан. По оценке РАО, из-за разрывов и системных ограничений в пропускной способности сетей не могут быть использованы 36 тыс. мВт мощностей (примерно 17%).
Кроме сетевых ограничений, перетоку мешают потери, возникающие при больших расстояниях. К примеру, невозможно перебросить мощности Иркутских ГЭС в центр страны или в Приморье. Вот и получается, что те же Иркутскэнерго и БрАЗ связаны как эксклюзивный производитель и основной потребитель. Возможная альтернатива для иркутян - экспорт электроэнергии в Китай, но потребности его северных провинций в электроэнергии весьма ограничены.
В условиях различной эффективности электростанций и ограниченной пропускной способности сетей необходимой функцией РАО ЕЭС стало горизонтальное субсидирование деятельности энергетических систем различных регионов. Механизмы такого субсидирования различны - от тарифной политики до перераспределения энергии через ФОРЭМ.
Энергетика в плюсе - промышленность в минусе Электроэнергию потребляют все, влияние отрасли на экономическую динамику трудно переоценить. Неплохой иллюстрацией к природе воздействия РАО ЕЭС на прочие отрасли служит следующий рисунок.
Структура промышленного производства в действующих ценах
(отдельные отрасли)
Pas de trois, которое выводят доли энергетики и других отраслей в промышленном производстве, выглядит более чем занимательно. На рост доли электроэнергетики другие отрасли отвечают адекватным падением своих долей, что свидетельствует о высокой зависимости их доходов от энерготарифов. Наиболее "энергочувствительны" ТЭК, цветная металлургия и машиностроение; примыкает к этому трио черная металлургия, однако ее entrechat гораздо скромнее: ситуацию стабилизирует наличие собственных генераторов. В целом - более других от электроэнергетики зависят металлургия и ТЭК, потребляющие в сумме 29% электроэнергии.
Доля электроэнергетики в промышленности с 15% в 1998 году к 2000 году снизилась почти вдвое, и только прошлогодний рост тарифов изменил динамику на противоположную. На рост электроэнергетики металлургия немедленно отреагировала снижением своих долей в объеме производства.
Получается, что в сегодняшней структуре экономики рост стоимостной доли электроэнергетики в промышленном выпуске приводит к падению долей всех последующих переделов. Более того, изменение доли электроэнергетики в промышленности и рост промышленного производства - тоже антагонисты, т.е. рост энергетики соответствует замедлению или спаду производства и наоборот. Так, относительное снижение энерготарифов в 1999 году способствовало росту экономики, а рост тарифов в 1995 -1998 годах сопровождался ее падением - см. рисунок (черная линия изображает тренд; синяя линия соединяет точки в хронологическом порядке по годам).
Влияние энергетических тарифов на промышленное производство
(1991-2000)
Являясь отраслью второго передела после топливной промышленности и почти не имея возможностей экспорта, электроэнергетика все время попадает "в ножницы" между постоянно растущими ценами на энергоносители и низкой эффективностью использования энергии в отраслях следующих переделов. Проще говоря, рост цен на уголь и мазут (цена газа регулируется правительством) вынуждает энергетиков повышать тарифы, но их рост наталкивается на ограниченный платежеспособный спрос отраслей, покупающих электроэнергию.
Перекрестное субсидирование (финансы и долги)
Рост экспортных цен на нефть и газ, а потом и уголь в сочетании с низким курсом рубля привел к значительному подорожанию энергетического сырья. С 1998 года по III квартал 2000 года "энергетическая корзина" РАО подорожала в 2,6 раза. За это же время в 2,3 раза возросла заработная плата в отрасли. Несложный подсчет с учетом усредненной структуры тарифа показывает, что рост только этих составляющих цены энергии должен был привести к росту тарифа примерно в 1,6 раза. В действительности тарифы РАО выросли с 1998 года по I квартал 2001 в 1,8 раза. Таким образом, тарифы на электроэнергию отыграли, по-видимому, только рост топлива и заработной платы.
Отдельные финансовые показатели работы холдинга РАО ЕЭС
| = | 1998 | 1999 | 2000 |
| Изменение дебиторской задолженности потребителей, млрд руб. | +29 | +1 | -16 |
| Изменение дебиторской (кредиторской) задолженности внутри холдинга, млрд руб. | +13 | +12 | -1 |
| Изменение кредиторской задолженности поставщикам, млрд руб. | +35 | +12 | +19 |
| Выручка от реализации (по оплате), млрд руб. | 218,8 | 247,5 | 355,8 |
| Прибыль головного общества (РАО ЕЭС), млрд руб. | 2,9 | 5,6 | 11,9 |
| Прибыль холдинга (головная компания, АО-энерго, ЦДУ, ЦДР ФОРЭМ), млрд руб. | 16,9 | 27,5 | 28,6 |
| Уровень оплаты электроэнергии денежными средствами, % | 21 | 35 | 83 |
| Уровень оплаты за топливо денежными средствами, % | = | 34 | 83 |
Данные об изменении кредиторской и дебиторской задолженности за 2000 год получены суммированием предварительных данных по АО-энерго и РАО ЕЭС без информации по ЦДР ФОРЭМ.
Динамика финансовых показателей отражает изменения положения энергетики в структуре промышленного производства. Наиболее важными цифрами кажутся изменения дебиторской и кредиторской задолженностей. Если задолженность потребителей энергии сокращается, то темпы роста кредиторки энергетиков в 2000 году вновь увеличились.
В итоге рост кредиторской задолженности РАО начал сильно опережать рост дебиторской. Можно рассматривать это как проявление тенденции к выходу РАО из категории формальных (по разнице дебиторской и кредиторской задолженностей) доноров экономики. Особую роль в этом сыграла курсовая политика. Низкие темпы увеличения энерготарифов стали одним из важнейших факторов, смягчивших шоковое воздействие роста курса доллара и цен на энергоносители на отрасли, ориентированные на внутренний рынок. Однако на самой энергетике сыгранная ею роль "буфера" отразилась негативно.
Если изменение сальдо дебиторской и кредиторской задолженностей характеризует отношения РАО с другими отраслями, то изменение внутренней задолженности отражает взаимное межрегиональное субсидирование энергосистем. Здесь мы вновь видим снижение темпов роста, т.е. сокращение масштабов субсидий.
Жесткие тарифные рамки, в которые было поставлено РАО, породили ряд кризисов различного масштаба, связанных с введением тактики отключений. По-видимому, самый масштабный из этих кризисов (в Приморье) был во многом связан с отходом холдинга от политики перекрестного субсидирования регионов.
Отключения на Дальнем Востоке - обратная сторона высоких прибылей алюминщиков. Так что очередное повышение тарифов представляется неизбежным, поскольку сегодняшние тарифы не решают проблемы роста кредиторской задолженности.
Однако рост тарифов в сочетании с избытком генерирующих мощностей может ударить и по самому РАО, если приведет к падению спроса на электроэнергию, разгрузке мощностей и росту удельных затрат. Поэтому наиболее эффективной стратегией для РАО представляется отбор платежеспособных потребителей и сокращение дебиторской задолженности, что и наблюдается с III квартала 2000 года. Однако готовы ли мы согласиться с последствиями проведения такой политики в условиях избытка генерирующих мощностей?
Зачем нужны сетевая компания и диспетчерОдним из наиболее дискуссионных вопросов стала принадлежность и характер работы сетевой компании и диспетчера. В связи с этим надо напомнить об одном из важнейших свойств передающей сети, упомянутом только
в интервью Джека Нюшлосса. Это свойство -
лишение выработанной генераторами энергии индивидуальности.
Предположим, что в сети есть один генератор и несколько потребителей. В этом случае особых проблем с хозяйственно-договорными отношениями не возникает: понятно, у кого закупается электричество. С точки зрения собственности на сеть здесь возможны три варианта в различных комбинациях: сеть находится в собственности генератора, потребителя (потребителей) либо является самостоятельным экономическим субъектом. Последнее наименее вероятно, так как транзакционные издержки при определении тарифа на передачу будут достаточно значительны.
Теперь увеличим число генераторов до двух. Пусть они принадлежат различным владельцам. Функции сети сразу же кардинально меняются:
ни один потребитель не знает, чью электроэнергию он на самом деле покупает, точно так же, как генератор не может определить, кому он продает свою энергию. Фактически уже в этом случае прямые договорные отношения между генератором и потребителем становятся невозможными. Необходим посредник - сеть.
Так называемый
парадокс или тест Кузнецова о заводе и расположенном через дорогу генераторе (нужно ли в таком случае антимонопольное регулирование и посредничество сетевой компании вообще), имеет достаточно очевидное решение. Если генератор не включен в сеть (первый из рассмотренных нами в этой главе случаев), то ничто не мешает производителю и потребителю просто перебросить провода через дорогу. На практике так и делается - многие металлургические производства имеют генерирующие мощности. Однако если генератор еще и отдает часть своей мощности в сеть, общую с другими генераторами, а завод потребляет из сети произведенную другими энергию, то уже нельзя сказать, чья энергия используется потребителем, и кому "ушла" энергия генератора. Поэтому участие сети в их отношениях становится неизбежным.
Объединение генераторов в сеть является не только неизбежным, но и выгодным, и вот по какой причине. Максимальные нагрузки не возникают у всех потребителей одновременно, а значит, запас генерирующей мощности в сети и, соответственно, затраты на одного потребителя будут ниже, чем в случае системы изолированных потребителей, каждый из которых имеет собственный генератор. (Замечание: не следует путать запас генерирующей мощности и избыток мощностей, о котором мы говорили в первом разделе).
Еще одной важной особенностью работы сети является диспетчерская вертикаль, существование которой вытекает из неравномерности потребления энергии. Существуют максимумы и минимумы нагрузки, не говоря уже о массе прочих нюансов, - поэтому диспетчер определяет генерирующие мощности, которые необходимо загрузить или вывести из системы. Так в сети возникает функция регулирования. Решение диспетчера должно учитывать стоимость производства энергии на различных генераторах. С другой стороны, приказ по диспетчерской вертикали в сети - закон: это определяется технологией работы.
Эту важнейшую функцию диспетчера и сети в целом - регулирование баланса генерации и потребления - часто упускают из виду, сосредоточивая внимание на транспортировке. Обязанность диспетчера - принять на себя риски несоответствия между генераторами и потребителями. Собственно говоря, транспортировка зависима от принятия решений по регулированию. Ведь оптимальную конфигурацию транспортных соединений способен определить только тот, кто регулирует загрузку генераторов.
Неизбежное следствие продажи потребителю энергии из сети - усреднение эффективности генераторов, входящих в сеть. При этом усреднение осуществляет именно диспетчер, определяющий порядок включения/отключения генераторов, а также цену реализации энергии конкретным потребителям. Диспетчер становится носителем информации об имеющихся возможностях производства электроэнергии и потребностях в ней. Распространение информации осуществляется через установление тарифов.
В случае с одним генератором необходимость в получении информации об альтернативных возможностях производства отсутствует. Поэтому единственный генератор может счесть для себя затраты на проведение переговоров с сетью и прочие издержки по приобретению информации посредством ценового механизма значительными по сравнению с использованием механизмов корпоративного управления. Эти рассуждения и заставляют предположить, что при единственном генераторе вероятность самостоятельности сети крайне низка.
Сеть - монополия или нетПредположим теперь, что у нас есть несколько генераторов, несколько потребителей и единый диспетчер (системный оператор). Диспетчер приобретает электроэнергию у генераторов и реализует ее потребителям. Он устанавливает цены приобретения и реализации энергии, а потребители и генераторы вольны отказаться от поставки и приобретения по данным ценам. Потери мощности при транспортировке относятся на счет диспетчера.
Вопрос: будет ли наш диспетчер, рассматриваемый как независимый экономический субъект, заинтересован в максимизации производства энергии? Иными словами, является ли возрастание (строго говоря, неубывание) производства энергии в сети необходимым и достаточным условием роста прибыли диспетчера? Ведь возможны ситуации, когда прибыль сети растет при уменьшении производства энергии. Нужно исследовать, насколько такие ситуации устойчивы.
Если выяснится, что
существуют значительные временные промежутки, на которых динамика производства (оборота через диспетчера) может быть
противоположна динамике прибыли диспетчера, то можно говорить о наличии монопольных цен. В противном случае цены будут конкурентными.
Разделение цен на монопольные и конкурентные носит достаточно условный характер. Особенность монопольных цен в том, что они передают неверную (в долгосрочном плане) информацию относительно предпочтений потребителей, а также относительно возможностей производства. Монопольные цены с неизбежностью появляются в случае особых отношений диспетчера с государством (возможность дотирования, неисполнения обязательств, особый механизм банкротства или смены руководства и т.д.). В этом случае прибыль диспетчера просто не является регулятором его деятельности.
Нас будет интересовать другое развитие ситуации. Допустим, у диспетчера нет возможности переложить риски своей деятельности на других экономических субъектов. Тогда ответ на вопрос о монополии невозможен без учета экономической динамики и определения механизма тарифообразования, в котором учитываются основные риски участников системы.
Поэтому вернемся к определению рисков. По системе в целом они состоят из неопределенности потребления энергии в некоторый заданный период и неопределенности цен и объемов поставки энергии. Из этого следует неопределенность величины необходимой установленной мощности системы (риск инвестиций в генерацию), а также необходимость затрат на поддержание неработающих мощностей. Распределение данных рисков для участников системы будет определяться структурой их договорных отношений, элементами которой обязательно будут:
- сроки действия тарифов на покупку и продажу энергии,
- объемы потребления и зависимость тарифов от потребляемой мощности (для потребителей),
- объемы генерации и зависимость тарифов от степени загрузки генерирующих мощностей (для генераторов),
- сроки действия контрактов на приобретение энергоносителей.
Чем "разнообразнее" риски, сосредоточенные в руках одного лица, тем выше будет эффективность управления. Комбинирование большого числа потребителей и генераторов делают возможным наиболее эффективное использование установленных мощностей, то есть снижает риски несоответствия генерируемой и потребляемой мощности. В то же время общее утверждение, что рост числа объединенных в сеть компаний неизбежно приводит к повышению эффективности ее работы - неверно. Как мы выяснили, значение имеет не только число, но и, например, временной график потребления мощности, а также некоторые другие параметры. Как раз условия России с ее протяженностью в часовых поясах позволяют иметь наименьший запас по установленным мощностям, так что определенный эффект масштаба будет иметь место.
Предположим, что у некоторого потребителя потребности в электроэнергии увеличились и превзошли возможности генераторов. Для удовлетворения его потребностей диспетчер может поднять цены, отсекая менее эффективных на данный момент потребителей. Однако повышение цен может привести к изменениям в объемах потребления и сокращению числа клиентов - профиль рисков изменится в неблагоприятную сторону. Поэтому диспетчер будет пытаться увеличить закупки энергии, повышая цены для генераторов и передавая сигналы о необходимости инвестиций в генерацию. Таким образом, на степень "монопольности" цен диспетчера будут оказывать влияние число потребителей и профиль рисков.
Вдоль или поперек (о вертикальной и горизонтальной интеграции)
Рассмотрим с этих позиций проблемы вертикальной и горизонтальной интеграции, которые неожиданно стали "ключевыми проблемами реформы". В нашей постановке вопроса горизонтальной интеграцией следует признать наличие единого (не технологически, а юридически) диспетчера, отвечающего за исполнение договоров с генераторами и потребителями. Случай вертикальной интеграции будет соответствовать наличию нескольких уровней диспетчеров, при этом каждый из них будет находиться в тех или иных отношениях с вышестоящим диспетчером (если энергосистема будет единой). Диспетчер на каждом уровне может контролироваться либо потребителями, либо генераторами, либо теми и другими совместно. Так что в рамках единой сети говорить о "чистой" вертикальной и или горизонтальной интеграции не приходится.
Представляется, что абстрактный расчет сравнительной эффективности той или иной институциональной организации сети невозможен, поскольку в итоге мы упремся в распределение рисков между участниками системы, то есть в предпринимательские функции. Можно сказать, что одни конфигурации сети будут более динамичны в развитии, однако риски инвестиций в них более высоки, другие - более консервативны. Но никакая "особая природа" энергетики сама по себе не будет толкать предпринимателей к вертикальной или горизонтальной интеграции - работать будут несколько иные механизмы.
Проблема не в направлении интеграции, а в издержках переходного процесса, которыми будет сопровождаться образование новых структур в энергетике, и в степени готовности политической власти согласиться на непопулярные меры. Очевидно, что отсечение части потребителей, не способных платить за электроэнергию, равно как и некоторой части генераторов - неизбежно. Оно будет проведено и при вертикальной, и при горизонтальной интеграции. Поэтому по-настоящему ключевой вопрос не в том, с кем объединить сеть, а в том, как будет осуществляться преобразование собственности РАО и как распределятся имеющиеся кредиторская и дебиторская задолженности.
В связи с этим необходимо прокомментировать как минимум две позиции, выявившиеся в дискуссии о реформировании РАО ЕЭС.
Губернаторы
Противниками реформы сегодня является практически весь губернаторский корпус - главы энергодефицитных и энергоизбыточных областей. Первые опасаются, что реформы лишат их возможности кредитовать дешевой электроэнергией местные предприятия. Вторые обеспокоены ценами, по которым придется продавать энергию региона, в то время как опыт работы с сегодняшним ФОРЭМом носит для них достаточно негативный характер.
Для губернаторов важнее не столько оградить своих потребителей от чужой, более дешевой энергии (якобы мотив их симпатии к ВИКам), сколько поддержать промышленность (занятость) в регионе за счет энергетики. В сетях может обращаться чья угодно энергия, если только возможно включение платежей за нее в местные схемы бартера и взаимозачетов, в т. ч. бюджетных. Понятно, что на подведомственной территории такие маневры легче проводить с местными станциями и поставщиками топлива, тем более что бюджеты обычно находятся в числе крупнейших должников за электроэнергию. Однако опыт показывает, что эффективные региональные предприятия способны находить способы противодействия попыткам усилить внутрирегиональное субсидирование за счет роста энерготарифов.
Ущемление возможностей губернаторов по регулированию экономической ситуации в регионе через поставки электроэнергии толкает их в число сторонников вертикальной интеграции. Так им проще найти рычаги влияния на генераторы. Но главы энергодефицитных областей неизбежно окажутся перед вопросом оплаты поставок живыми деньгами либо утраты контроля над предприятиями. И неизвестно, что лучше - иметь дело с мощным соседом или всероссийской структурой.
Алюминиевые магнаты
Производители алюминия - безусловные сторонникивертикально-интегрированных компаний. Особенностью создаваемых с их участием объединений будет включение туда не только генераторов и сетей, но и основных потребителей. Тогда, приватизировав основного потребителя энергии - алюминиевый завод, владелец в качестве бесплатного приложения получает электростанцию. Понятно, что для предприятий, имеющих в структуре затрат более 30% электроэнергии, такое объединение будет выгодным.
Однако к такого типа объединениям возникает ряд вопросов, основными из которых представляются следующие три:
- Интегрирование данного типа выводит генераторы из системы межрегиональных субсидий.
- В долгосрочном плане устойчивость энергоалюминиевых компаний будет слишком зависеть от изменений цен на алюминиевом рынке.
- Неизвестно, готовы ли собственники таких компаний вкладывать полученные прибыли в развитие экономики других регионов.
Главным из поставленных вопросов безусловно является третий.
Смогут ли инвестиции стать решением проблемы закрытия неэффективных (при новых тарифах) предприятий и будут ли они направлены на изменение структуры промышленного производства?Краеугольный камень преобразований в электроэнергетике - межрегиональное субсидирование, которое сегодня осуществляет РАО. Вопрос в том, в какой области лежит решение данной проблемы - в экономической или политической?
Очевидное (вместо заключения)Пока энергоэффективность российских электростанций ниже, чем у зарубежных, избыток генерирующих мощностей не заменит применения эффективных технологий. Что бы не говорили об эффективности станций на угле, производительность труда у занятых производством энергии из этого топлива всегда будет меньше, чем у производства на газе.
Пока не модернизированы энергозатратные технологии отечественной промышленности, экспорт энергоносителей всегда будет выгоден.
Пока бюджетные обязательства не покрываются фактическими бюджетными расходами, энергетика будет нести дополнительные расходы по обслуживанию дебиторской задолженности бюджета и выполнять функции агента государства. В обмен на эти функции оно неизменно будет получать специальные права.
Пока "естественные монополии" являются гигантами на фоне экономики, они будут способны диктовать ей свои условия. Значение здесь имеет не "естественная монопольность", а размеры компаний.
