год 2010-й - более 30.000.000 обращений

1. В конце 1999 г. совет директоров РАО "ЕЭС", ссылаясь на правительственное постановление 19 июля 1999 г. № 829, утвердил список из 10 АО-энерго, в которых будет проведена предпродажная подготовка, и в дальнейшем в 5 из них будет увеличена доля частного капитала, в том числе иностранного. Это Самарское, Свердловское. Хакасское, Калмыцкое, Карельское, Омское, Чувашское, Оренбургское, Кузбасское АО-энерго и калининградское "Янтарьэнерго".

Анализ показывает, что в таких крупных АО-энерго, как Самарское, Свердловское, Кузбассское, доля иностранных инвесторов уже составляет свыше 20%.

Очевидно, речь не идет о продаже на аукционах иностранному капиталу 3-4%. Но при продаже более 4-5% акций доля иностранного капитала превысит 25% - блокирующий пакет акций, что приведет к невозможности необходимых с точки зрения государства преобразовании в АО-энерго без согласия иностранных инвесторов.

Кроме того, в список "независимых генерирующих компаний", в которых будет значительная доля частного капитала, попали ОАО "Энергометаллургическое объединение" (объединение Саяно-Шушенской ГЭС и группы "Сибирский алюминий"), ОАО "ЛуТЭК", "БурТЭК", "УралТЭК", "Кузбасская энергоугольная компания", ОАО "Черепетская ГРЭС", ОАО "Псковская ГРЭС". В ОАО "БурТЭК" РАО "ЕЭС России" будет иметь менее 25% акций, т.е. даже менее блокирующего пакета акций. В объединении "ЭМО" РАО "ЕЭС России" будет иметь лишь 32% акций, т.е. государство теряет контроль над стратегическим объектом - Саяно-Шушенской ГЭС - самой крупной электростанции России.

Кроме того, создание ЭМО противоречит "Основным положениям структурной реформы в сферах естественных монополий", утвержденным Указом президента Российской Федерации от 28 апреля 1997 года № 426, в соответствии с которым ГЭС, выполняющие общесистемные функции, не могут передаваться в состав генерирующих компаний или других предприятий и должны быть сохранены в составе РАО "ЕЭС России". Крупные ГЭС как стратегические объекты страны находятся в государственной собственности в США, Канаде и других развитых странах.

По мнению директора Мирового банка по России М.Картера, эксперимент по сравниванию электростанций с угольными шахтами и алюминиевыми заводами "не создает конкуренции" и поэтому необоснован.

В решении правления РАО "ЕЭС России" от 10 декабря 1999 г. намечено за три года вообще "сбросить" из компании все генерирующие мощности, а цены отдаются на откуп новым хозяевам, оставив за компанией только межрегиональные линии электропередачи. Региональные энергосистемы, "очищенные" от станций, также становятся сетевыми компаниями с передачами не ниже 110 кВт. Остальное сети предполагается отдать еще не существующим локальным сетевым фирмам. Такое расщепление РАО "ЕЭС России" осуществляется по модели реформирования электроэнергетики Великобритании якобы ради конкуренции и снижения тарифов на электроэнергию. Однако в наших условиях криминальной экономики хозяева генерирующих компаний быстро договорятся, установив стабильно высокие тарифы. Даже в Великобритании после расщепления государственной энергокомпании в 1990 г. на множество независимых генерирующих и сетевых компаний тарифы значительно выросли, прежде всего из-за непомерного роста накладных расходов. Дирекции новых компаний установили себе и своим сотрудникам высокие оклады, увеличился значительно управленческий персонал и т.д.

4 апреля 2000 г. состоялось расширенное заседание совета директоров РАО "ЕЭС России" в Кремле, на котором обсуждалась концепция реорганизации (точнее - дезинтеграции) электроэнергетики, представленная председателем правления РАО "ЕЭС России" А.Чубайсом. Было решено доработать этот проект в течение двух месяцев, а сама реорганизация электроэнергетики отложена до апреля 2001 г.

2. В РАО "ЕЭС России" принят план реструктуризации компании в двух направлениях:

1. Расщепление Единой энергосистемы России на независимые генерирующие и сетевые компании (английская модель);

2. Продажа АО-энерго частному, в том числе иностранному, капиталу.

Следует отметить, что первое направление "успешно" реализовано на Украине в 1996-1999 гг. Второе направление - "успешно" в Казахстане.

На Украине были созданы 4 независимые генерирующие компании:. 2 из ТЭС и 2 - из ГЭС, а также национальная сетевая компания с Центральным диспетчерским управлением, и 11 региональных компаний на базе облэнерго, часть которых приватизирована. В результате на Украине возникли серьезные проблемы с энергоснабжением (пониженная частота тока, отключение потребителей), резко возросли неплатежи (с 1997 г. по середину 1999 г. - более чем в 2 раза выросли дебиторская и кредиторская задолженности). Деньги не доходят до станций - производителей энергии, в результате энергоблоки часто не работают, так как не на что купить топливо, происходит отключение потребителей, падает частота тока до критической - 49,2 Гц, ниже которой происходит отключение АЭС. Крупнейшая в Европе Запорожская АЭС получила лишь 3% заработанных денег в 1999 г. Обогащаются только посредники. Из-за отсутствия средств на закупку ядерного топлива простаивают 5 из 14 атомных блоков в конце 1999 г. Из-за дефицита топлива и электроэнергии за пределами Киева люди живут в неотапливаемых и неосвещенных домах, а большая часть магазинов, поликлиник, школ не работает (Вестник ФЭК России № 2, 2000 г.). При таких негативных результатах "реформирования" правительство Украины ищет выход из энергетического кризиса. В частности, сейчас проводится эксперимент в "Днепрэнерго" по передаче контрольного пакета акций государства облэнерго местной администрации, чтобы повысить эффективность работы электроэнергетики.

Негативные результаты по второму направлению реформирования электроэнергетики показывает "опыт" Казахстана.

В августе 1996 г. энергообъединение "Алматыэнерго" было продано бельгийской компании "Трактебель" по чрезвычайно низкой цене - 10 дол. за кВт (в десятки раз ниже реальной стоимости) при условии оплаты 50% стоимости наличными, а остальные 50% - с оплатой в дальнейшем. Контракт был подписан правительством Казахстана и бельгийской компанией.

После покупки компанией "Трактебель" "Алматыэнерго" это энергообъединение стало называться "Алматы Пауэр Консолидэйтед". В соответствии с контрактом тарифы на электрическую и тепловую энергию в 1997 г. были значительно повышены с тем, чтобы для компании была обеспечена рентабельность к себестоимости на уровне 25%. В 1999 г. средний тариф на электроэнергию составлял 3,5 тенге/кВт.ч (70 коп./кВт.ч при курсе 5 тенге/руб.) и средний тариф на тепловую энергию - 1483 тенге/Гкал (296,6 руб./Гкал).

В то же время акимат (мэрия) г. Алматы, который регулирует тарифы на электрическую и тепловую энергию компании "Алматы Пауэр Консолидэйтед", выявил необоснованный и нарастающий по годам перерасход затрат бельгийской энергокомпанией по сравнению с утвержденными в тарифах затратами, значительный рост сверхнормативных потерь энергии. Наконец, компания не выполнила своих обязательств, взятых по контракту с правительством Казахстана по финансированию инвестиций в развитие энергетики г. Алматы (финансирование инвестиций составило лишь 30% от взятых обязательств), причем собственные инвестиции компании составили 12%, а 18% - задельные объекты, перешедшие в августе 1996 г. бельгийской компании. Между мэрией г. Алматы и бельгийской компанией нарастала напряженность в отношениях. Выражая интересы потребителей энергии, мэрия вынуждена была провести в октябре 1999 г. экспертизу тарифной и всей энергетической политики, проводимой бельгийской фирмой.

Перерасход по статье "Услуги и прочие расходы" в 1 п/г 1999 г. составлял 44,9% от себестоимости продукции компании и превысил плановые в 11,2 раза!

Основной "вклад" в этот перерасход вносят "расходы по сомнительным долгам", консультационным и юридическим услугам иностранных специалистов. В результате компания убыточна, фактическая рентабельность составила (-33,3%) при плановой 25%, утвержденной регулирующим органом мэрии Алматы.

В то же время план по ремонту энергооборудования и сетей не выполняется, за 1 п/г 1999 г. освоено лишь 10% планового задания. В результате по экспоненте растут потери электроэнергии в электрических сетях (в 1999 г. -40% при нормативе - 16%) и потери тепла в тепловых сетях (1999 г. - 40% при нормативе -10%). Из-за невыполнения плана ремонта энергоблоков на станциях они часто выходят в аварийный ремонт, оборудование работает со значительным отклонением от расчетных технико-экономических показателей, на полный износ.

В недалеком будущем энергоснабжение потребителей будет сорвано.

Итак, вместо повышения эффективности энергопроизводства и снижения на этой основе тарифов на электрическую и тепловую энергию бельгийская энергокомпания требует от мэрии г. Алматы дальнейшего значительного повышения тарифов на электрическую и тепловую энергию.

3. Опыт реформирования электроэнергетики других стран мира показывает, что в большинстве стран сохраняются объединенные энергосистемы, включающие генерирующие источники и сети. Во Франции существует государственная компания EDF, обеспечивающая энергоснабжение всей страны, и в январе этого года парламент Франции подтвердил необходимость сохранения EDF как государственной компании. В США, Германии, Японии сохраняются региональные объединенные энергосистемы, включающие генерирующие источники и сети. В США значительная часть электроэнергетики находится в общественной собственности, в том числе все крупные гидроэлектростанции, иностранных акционеров нет в частных энергокомпаниях. В 1998 г. в районе Лонг-Айленда близ Нью-Йорка была выкуплена властями частная энергокомпания за 8 млрд. дол. по требованию жителей из-за ее плохого энергоснабжения. Нет иностранных акционеров и во многих других развитых странах.

Английская модель электроэнергетики, разделяющая энергосистему на генерирующие и сетевые компании, применяется лишь в некоторых развитых странах (Скандинавия, Испания, Австралия, а также в Аргентине и Чили). Но везде такое разделение осуществлялось постепенно, на протяжении многих лет. Следует отметить, что в результате реформирования электроэнергетики по английской модели значительно снизилась занятость в отрасли - на 50% в Великобритании (при росте производства электроэнергии на 8%), на 40% - в Аргентине и Чили (при росте производства электроэнергии). При этом в Аргентине и Чили возникла проблема безработицы.

Из изложенного напрашивается вывод, что дальнейшая приватизация энергетики России сразу по двум направлениям: расчленение РАО "ЕЭС России" на независимые генерирующие компании (с потерей в них контрольного пакета акций государством) и сетевые компании (первое направление) и продажей АО-энерго иностранным инвесторам по бросовой цене (второе направление) может привести к негативным последствиям реформ энергетики Украины и Казахстана.

4. Есть и юридическая сторона вопроса. Федеральными законами от 7 мая 1998 г. № 74-ФЗ "Об особенностях распоряжения акциями Российского акционерного общества энергетики и электрификации "Единая энергетическая система России" и акциями других акционерных обществ электроэнергетики, находящихся в федеральной собственности" и от 24 мая 1999 г. № 101-ФЗ "О внесении дополнений в статью 15. Федерального закона "Об акционерных обществах" (статья 1), в соответствии с которыми продажа и иные способы отчуждения акций Российского акционерного общества энергетики и электрификации "Единая энергетическая система России" и акций других акционерных обществ электроэнергетики, а также реорганизация этих обществ, являющихся субъектами естественных монополий, могут осуществляться только на основании специального федерального закона, устанавливающего основания. и. порядок реорганизации такого общества. В соответствии со статьей 3 Федерального закона № 74 от 7 мая 1998 г. в собственности нерезидентов (иностранных организаций и физических лиц) может находиться до 25% всех видов акций РАО "ЕЭС России". Следовательно, нерезиденты не должны иметь блокирующего пакета акций в этой стратегической отрасли экономики. Правительству РФ необходимо обеспечить на основании статьи 40 Федерального закона "Об акционерных обществах" сохранение такого ограничения с учетом фактического количества акций РАО "ЕЭС России", находящихся в собственности нерезидентов. До вступления в силу этого закона 7 мая 1998 г. нерезиденты владели 30,7% акций РАО "ЕЭС России". Однако уже к осени 1998 г. нерезиденты владели 33,7%. Правительство С.Кириенко ничего не сделало для выполнения этого закона и даже решило его обжаловать в Конституционном суде РФ. Последующие правительства РФ также проигнорировали этот закон до настоящего времени. В соответствии с вышеуказанными законами продажа пакетов акций АО-энерго и отдельных электростанций частному капиталу может быть осуществлена только на основании специального федерального закона, а постановления правительства РФ № 829 от 19 июля 1999 г. недостаточно.

5. Реструктуризация электроэнергетики и проблема инвестиций

Основной целью реструктуризации - дробления интегрированных энергокомпаний на независимые генерирующие, сетевые и сбытовые компании и продажи энергокомпаний частным инвесторам - является, по мнению руководства РАО "ЕЭС России", обеспечение "прозрачности" и инвестиционной привлекательности компаний для частных инвесторов (прежде всего иностранных). Однако в условиях неплатежей потребителей и неопределенности макроэкономической ситуации в стране энергокомпании будут проданы частным инвесторам за бесценок. Так произошло в Казахстане и на Украине.

По сообщению агентства Интерфакс, на пресс-конференции 26 апреля 2000 г. в г. Якутске глава РАО "ЕЭС России" А. Чубайс заявил, что реструктуризация РАО "ЕЭС России" может увеличить капитализацию компании с 8 до 60 млрд. дол. (прирост 52 млрд. дол.), ссылаясь на оценку, высказанную в Лондоне одним из крупнейших акционеров энергокомпании. А.Чубайс отметил, что для получения необходимых инвестиций - 5 млрд. долларов в год для развития энергокомпании необходимо увеличить тарифы в 5 раз, что является нереальным для потребителей (сайт РАО "ЕЭС России" в Интернете). "Только частный инвестор, и желательно иностранный, нужен для РАО "ЕЭС России". И чем больше этих инвестиций будет, тем лучше для страны",- заметил А.Чубайс.

Однако проведенные расчеты показывают, что даже при включении в тариф на электроэнергию 5 млрд. долларов ежегодных инвестиций тариф возрастет лишь в 1,68 раза, а не в 5 раз. При ежегодной потребности в инвестициях в размере 5 млрд. долларов в год (согласно заявке РАО "ЕЭС России") для обеспечения ежегодного ввода мощности на электростанциях в размере 6 млн. кВт и строительства линий электропередачи инвестиционная составляющая в тарифе должна быть равна 0,83 цент/кВт.ч .(при ожидаемом объеме электропотребления 600 млрд. кВт.ч в год от электростанций РАО "ЕЭС России" в среднем за период 2000-2005 гг.). В 1999 году инвестиционная составляющая в среднем тарифе на электроэнергию составляет порядка 0,17 цент/кВт.ч, а общий объем инвестиций по РАО "ЕЭС России" составил 28,3 млрд. рублей, или 1,16 млрд. долларов (при среднем курсе рубля 24,5 руб./дол. в 1999 г.). Следовательно, объем годовых инвестиций должен вырасти более чем в 4 раза. Средний тариф при этом возрастет с 1,1 цент/кВт.ч до 1,75 цент/кВт.ч в 1999 г., т.е. на 59%. Учитывая необходимость получения разумных дивидендов (порядка 15% от прибыли), средний тариф возрастет еще на 0,1 цент/кВт.ч и составит 1,85 цент/кВт.ч., т.е. повысится на 68%.

По оценке заместителя председателя правления РАО "ЕЭС России" Я.Уринсона, для выполнения минимально необходимой инвестиционной программы на период до 2010 г. РАО "ЕЭС России" потребуется около 75 млрд. дол., то есть 7-8 млрд. дол. в год, из них 20-30% может быть профинансировано за счет собственных средств РАО "ЕЭС России", а около 50 млрд. дол. предстоит привлечь с финансовых рынков.

Мы провели оценку возможности заимствований такого масштаба. По данным Госкомстата РФ, в конце 1998 г. стоимость основных фондов по отрасли "Электроэнергетика" составляла 804,1 млрд. рублей, или 39,4 млрд. дол. при курсе рубля 20,4 руб./дол. в декабре 1998 г., установленная мощность всех электростанций 214,1 млн. кВт, в том числе мощность электростанций РАО "ЕЭС России" - 175,87 млн. кВт (82,2%), АЭС - 21,3 млн. кВт, 17 млн. кВт-ТЭС и ГЭС прочих, организаций.

Предполагаем, что стоимость основных фондов приближенно пропорциональна установленной мощности. Тогда стоимость основных фондов РАО "ЕЭС России" составит 82,2% от 804,1 млрд. руб., т.е. 660 млрд. руб., или 32,4 млрд. дол. в конце 1998 г. Удельная стоимость основных фондов составила 3755 руб./кВт, или 184 дол./кВт. Следует отметить, что за 1999 г. стоимость основных фондов РАО "ЕЭС России" увеличилась незначительно (в пределах 10%), т.е. не превысила 35 млрд. долларов. Курс рубля к доллару изменялся в 1999 г. пропорционально инфляции. Следует предполагать такое изменение курса рубля и в ближайшие годы. Стоимость основных фондов приближенно будет расти также пропорционально инфляции. Поэтому оценка стоимости основных фондов в долларах будет изменяться незначительно, Необходимо учесть только выбытие и ввод мощностей. По оценкам РАО "ЕЭС России", необходимый ввод мощностей ТЭС и ГЭС до 2005 г. должен составить около 14 млн. кВт (плюс 2,8 млн. кВт на АЭС) при потребности в установленной мощности в 2005 г. - 205,5 млн. кВт (в 1998 г. потребность в мощности составляла 206,9 млн. кВт). Следовательно, ввод мощностей до 2005 г. необходим лишь для компенсации выбывающих (демонтируемых).

Стоимость новых основных фондов электростанций и ВЛ в РАО "ЕЭС России" составит порядка 800 дол./кВт (в долларах 1999 г.), а стоимость выбывающих мощностей - порядка 184 дол./кВт. Следовательно, прирост стоимости основных фондов с учетом ввода 14 млн. кВт мощности к концу 2005 г. составит (800 - 184) дол. (14 млн. кВт = 8,6 млрд. дол.) Следовательно, к концу 2005 г. стоимость основных фондов может возрасти с 32,4 до 41 млрд. дол. В результате продажи объектов электроэнергетики частному инвестору (в том числе иностранному) в размере 5 млрд. дол. ежегодно на фондовых рынках по цене, равной реальной стоимости основных фондов, получим, что за 2001-2005 гг. будут проданы энергетические объекты на 25 млрд. дол., т.е. 61% стоимости основных фондов РАО "ЕЭС России" к концу 2005 г., или 77% стоимости основных фондов в 1998 г.

Мы исходим из предположения, что продавать электростанции и АО-энерго по цене ниже стоимости их основных фондов экономически неоправданно. Если продажная цена будет лишь в 1,64 раза ниже стоимости основных фондов, то к 2005 г. все имущество РАО "ЕЭС России" будет скуплено. При продажной цене в 3 раза ниже стоимости основных фондов (как это было при приватизации электроэнергетики на Украине) имущество РАО "ЕЭС России" будет скуплено иностранным инвестором за 12 млрд. дол. в течение 2,5 года. Если же взять пример Казахстана, где цена "Алматыэнерго" в 1996 г. при ее продаже бельгийской компании была почти в 30 раз ниже стоимости основных фондов, то имущество РАО "ЕЭС России" будет скуплено сразу.

Однако продажа всего имущества РАО "ЕЭС России" иностранному инвестору невозможна, так как противоречит Федеральному закону № 74 от 7 мая 1998 г., согласно которому в собственности иностранного инвестора может находиться до 25% всех видов акций РАО "ЕЭС России". Мы не рассматриваем здесь вопрос о подставных российских частных инвесторах, хотя это не исключается. Но тогда иностранный инвестор может купить по реальной цене лишь 25% стоимости основных фондов, т.е. на сумму порядка 9-10 млрд. дол.

Может ли отечественный частный инвестор вложить оставшиеся 40 млрд. дол., которые необходимо приобрести на фондовом рынке до 2010 г. по расчетам руководства РАО "ЕЭС России"? Очевидно, нет. Поэтому руководство РАО "ЕЭС России" неоднократно заявляло о необходимости отмены Федерального закона № 74 от 7 мая 1998 г., чтобы снять ограничения для иностранных инвесторов. Но в этом случае государство теряет контроль над жизнеобеспечивающей отраслью экономики. Опыт Казахстана доказывает, к каким негативным последствиям это приведет. В Испании, например, в период реформирования электроэнергетики государство владело 75% акций энергокомпании.

Таким образом, иностранные инвесторы могут вложить не более 9-10 млрд. дол. в электроэнергетику. Трудно представить, что иностранные и отечественные частные инвесторы будут покупать акции энергокомпаний по цене, в 5 раз превышающей стоимость приобретаемых основных фондов. Поэтому расчеты на получение 50 млрд. дол. до 2010 г. на фондовом рынке путем продажи акций неоправданны.

Остается еще возможность того, что иностранный инвестор, купив акции энергокомпании по реальной стоимости, будет вкладывать инвестиции на ввод новых мощностей, т.е. станет стратегическим инвестором. Здесь, конечно. Нужно учитывать ограничение, введенное федеральным законом № 74 от 7 мая 1998 г. Как показывает опыт бельгийской компании "Трактебель" в Казахстане, иностранный инвестор не выполняет взятые на себя при покупке за бесценок "Алматыэнерго" инвестиционные обязательства.

Иностранные инвесторы имели 22% акций РАО "ЕЭС России" еще в декабре 1996 г., 30,7% в 1997 г. и 33,7 % акций на 1 ноября 1998 г., однако стратегических инвестиций в развитие энергокомпании не выделяли. Следовательно, иностранные инвесторы приобретали акции для других целей:

спекулятивных ожиданий роста курса акций, влияния на общую политику энергокомпании. Привлечение в будущем иностранных акционеров - корпораций, заинтересованных в поставках импортного оборудования, не отвечает интересам развития отечественного энергомашиностроения.

Приобретя собственность АО-энерго, иностранный инвестор будет требовать от регионов значительного роста тарифов на электроэнергию за счет потребителей. Чтобы иметь возможность покупать более дорогое импортное энергооборудование, которое требует и более дорогого обслуживания и ремонта.

Остается один надежный источник - собственные средства энергокомпаний, включаемые в тариф на электрическую энергию. Для получения инвестиций в размере 5 млрд. дол. в год тариф на электроэнергию возрастет, но нашим расчетам, на 68% по сравнению с 1999 г., когда средний тариф составлял 1,1 цент/кВт.ч.

Для снижения нагрузки на потребителей электроэнергии целесообразно предусмотреть отмену налога на прибыль, идущую на инвестиции.

Следовательно, надежды на значительный приток иностранных инвестиций на выгодных России условиях неоправданны.

6. Расчленение ряда АО-энсрго начинается уже летом.

До утверждения правительством "глобальной программы реструктуризации РАО "ЕЭС России" некоторые энергосистемы намерены начать реструктуризацию уже летом 2000 г. Так, в АО "Омскэнерго" предусматривается расчленение энергосистемы на генерирующие, передающие и сбытовые независимые компании. В АО "Самара-энерго" предлагают более осторожный вариант:

создать отдельные дочерние компании по генерации, передаче и сбыту, но не выделять их в качестве независимых юридических лиц. Это на случай, если такое расщепление интегрированной компании окажется на практике неэффективным. Тогда легко вернуться обратно к интегрированной энергокомпании, ведь акции АО "Самараэнерго" не разделяются по дочерним компаниям, и не возникают трудные проблемы дележа акций АО "Самараэнерго" по дочерним компаниям. Такой вариант дезинтеграции энергокомпании следует детально проработать и оценить ожидаемые конечные результаты - произойдет ли снижение тарифов и неплатежей на энергию, улучшатся ли надежность энергоснабжения потребителей региона и инвестиционные возможности компании.

7. Резерв энергомощностей и надежность энергоснабжения. Разные точки зрения

Руководство РАО "ЕЭС России" считает, что имеющиеся лишние.. резервы .мощностей позволяют даже значительно увеличить экспорт электроэнергии. "Наличие около 30 млн. кВт используемой в балансе "ЕЭС России" мощности позволяет увеличить экспорт электроэнергии в 2 раза, который, по минимальной оценке, в 2010 г. может составить не менее 35 млрд. кВт.ч.", - считает заместитель председателя РАО "ЕЭС России" Я.Уринсон, Противоположного мнения придерживается заместитель министра топлива и энергетики России В.Кудрявый в статье "Реформа, которую проводить нельзя", опубликованной в "Независимой газете" 29 февраля 2000 г. По его мнению, "особый вопрос - достаточности резерва как основного условия для конкуренции". В понятии резерва необходимо уходить от привычной розницы генераторной мощности и фактической нагрузки, т.к. это слишком упрощенный подход. Чтобы генератор был загружен до номинальною уровня, не должно быть никаких ограничений по мощности. Однако эти ограничения могут быть и бывают как на самом генераторе (например, по вибрации лобовых частей на турбине при дефектах лопаточного аппарата), так и на котлоагрегатах по несению номинальной нагрузки (шлакованию, температуре перегретого пара, вспомогательному оборудованию при работе на непроектном топливе).

Даже упрощенная система реальной мощности электростанции показала настораживающие результаты: в целом по России резерв рабочей мощности равен всего 12% (минимально допустимый резерв в странах Евросоюза составляет 25%, а фактический резерв - около 48%). И это при том, что наша упрощенная методика многого не учитывает. Следует отметить, что наибольший резерв (в 16%) оказался на Дальнем Востоке, как раз там, где происходят постоянные сбои в энергоснабжении, то есть даже такой резерв недостаточен. В российской электроэнергетике сегодня нет того уровня резервов, который необходим как для надежности энергоснабжения потребителей, так и для обеспечения конкурентоспособности.

Если произойдет подъем экономики и рост потребления, то еще больше усугубятся проблемы топливообеспечения. Сегодня можно констатировать, что у электроэнергетики нет возможности выбирать вид топлива. Ежедневные ограничения поставок потребителям по этой причине не бывают менее 2 млн. кВт, а максимальные доходят до 10 млн. кВт.

8. Взаимодействие администраций регионов и АО-энерго

Возникает резонный вопрос: если так много проблем в электроэнергетике, то почему она до сих пор продолжает стабильно работать?

Здесь можно отметить несколько моментов: профессионализм большинства руководителей на местах, отработанная схема технического обслуживания и то обстоятельство, что российская энергетика работает полностью на отечественном оборудовании, что повышает оперативность и снижает стоимость любых ремонтно-эксплуатационных работ. Однако все это скорее второстепенные причины. Основная же причина устойчивости системы другая - это тесная связь энергетики с регионами. Администрация регионов всегда - и в советские времена, и теперь - находится на нервных окончаниях электрических связей энергетики с потребителями. Ответственность администрации регионов за работу энергохозяйства не меньше, чем у профессиональных менеджеров. Сегодня все вопросы - от согласования условий нового строительства и землеотвода до тарифной политики, работающего энергохозяйства и платежей за энергию в основном секторе потребителей - решаются в регионах. Региональные власти, естественно, кровно заинтересованы в сильной региональной энергетике. Это необходимо в нормальных режимах работы, но еще важнее в аварийных ситуациях, когда наличие многочисленных коммерческих владельцев не только приведет к потере темпа работ, но и может полностью парализовать восстановление энергоснабжения.