Газета Завтра 371 (2 2001)

УКРАИНА Реструктуризация по британской модели проведена в 1995 году. Были созданы четыре независимые генерирующие компании: 2 из ТЭС и 2 из ГЭС, а также национальная сетевая компания с Центральным диспетчерским управлением плюс 11 региональных компаний на базе облэнерго, часть из которых уже приватизирована. С этого времени на Украине возникли серьезные проблемы с энергоснабжением (критическое снижение частоты тока до 49,2 Гц, отключение потребителей), и резко возросли неплатежи (объем дебиторской и кредиторской задолженности с 1997 по середину 1999 года увеличился более чем в 2 раза). Деньги не доходят до станций — производителей энергии, крупнейшая в Европе Запорожская АЭС получила в 1999 году лишь 3% заработанных денег. В результате станциям не на что купить топливо, энергоблоки не работают, что снижает возможности поддержания стандарта частоты электрического тока. А ниже 49,2 Гц предусмотрена аварийная остановка атомных электростанций. На той же Запорожской АЭС в 1999 году из-за отсутствия средств на закупку ядерного топлива простаивали 5 из 14 реакторных блоков. Дефицит топлива и электроэнергии привел к тому, что за пределами Киева люди живут в неотапливаемых и неосвещенных домах, а большая часть магазинов, поликлиник, школ не работает ("Вестник ФЭК России", № 2, 2000,). При столь негативных результатах "реформирования" правительство Украины ищет выход на путях дальнейшего "разгосударствления" собственной энергосистемы. Так, в "Днепрэнерго" проводится эксперимент по передаче государством контрольного пакета акций местной администрации — "чтобы повысить эффективность работы", а в октябре 2000 г. был обнародован план продажи 7 облэнерго иностранным инвесторам. Видимо, снова по предельно низкой цене.

КАЗАХСТАН В августе 1996 г. государственное объединение "Алматыэнерго" было продано бельгийской компании "Трактебель" по цене 10 долл. за кВт (в десятки раз ниже реальной стоимости) при условии оплаты 50% стоимости наличными, а остальных 50% — в рассрочку на семь лет. Контракт был подписан правительством Казахстана. После совершения этой сделки "Алматыэнерго" было переименовано в "Алматы Пауэр Консолидэйтед". В соответствии с контрактом, тарифы на электрическую и тепловую энергию в 1997 году были значительно повышены, чтобы обеспечить иностранному инвестору рентабельность на уровне 25% к себестоимости. В 1999 году средний тариф на электроэнергию составлял 3,5 тенге (70 копеек) за киловатт-час, а на тепловую энергию — 1483 тенге (296,6 рублей) за гигакалорию.

В то же время акимат (мэрия) Алматы, который регулирует тарифы на электрическую и тепловую энергию, производимую "Алматы Пауэр Консолидэйтед", выявил необоснованный и нарастающий по годам перерасход затрат этой компанией по сравнению с утвержденными в тарифах затратами, значительный рост сверхнормативных потерь энергии. Наконец, компания не выполнила своих обязательств по финансированию развития энергетики г.Алматы, взятых согласно контракту с правительством Казахстана (объем инвестиций составил только 30%, причем собственные инвестиции "АПК" — всего лишь 12%, а остальные 18% — задельные объекты, перешедшие в собственность бельгийской компании в августе 1996 года). Между акиматом г.Алматы и "Алматы Пауэр Консолидэйтед" нарастала напряженность. В октябре 1999 года акимат под давлением потребителей энергии был вынужден провести международный аудит тарифной и производственной политики "АПК". Автор статьи был приглашен акимом Алматы в качестве эксперта, и на основе анализа бухгалтерской отчетности компании были отмечены следующие факты.

Перерасход по статье "Услуги и прочие расходы" в первом полугодии 1999 года составил 44,9% от себестоимости производимой энергии и превысил плановые в 11,2 раза! Основной вклад в эту цифру внесли "расходы по сомнительным долгам", консультационным и юридическим услугам иностранных специалистов. В результате фактическая рентабельность компании составила — 33,3% при плановой +25%, утвержденной акиматом Алматы. В то же время план по ремонту энергооборудования и сетей не выполнялся, за первые два квартала 1999 года было освоено всего лишь 10% планового задания. В результате быстро, почти по экспоненте, выросли потери электроэнергии (в 1999 году — 40% при нормативе 16%) и тепла (40% при нормативе 10%) в сетях. Из-за невыполнения плана ремонта энергоблоков на станциях они часто выходили в аварийный ремонт, оборудование работало со значительным отклонением от расчетных технико-экономических показателей, практически на износ. Всего лишь на 10% за три года были выполнены инвестиционные обязательства по контракту.