Государство смогло добиться исполнения обязательных инвестпрограмм от энергокомпаний, приватизированных при разделении РАО “ЕЭС России”.
Государство смогло добиться исполнения обязательных инвестпрограмм от энергокомпаний, приватизированных при разделении РАО “ЕЭС России”. В середине ноября премьер-министр Владимир Путин на встрече с представителями немецкого бизнеса заявил, что в 2012 году ввод новой генерации достигнет 8 ГВт. Но обязательства ОГК и ТГК практически завершатся в 2015 году, после чего начнется период “добровольного” инвестирования. Нынешние правила работы энергорынка к такому инвестированию пока не располагают.
Одной из ключевых задач реформы российской электроэнергетики, начатой РАО “ЕЭС России” и завершившейся уже после ликвидации энергохолдинга, было привлечение в отрасль инвестиций и создание системы, при которой бизнес был бы заинтересован в дальнейшем развитии своих активов. В частности, предполагалось, что энергорынок будет стимулировать владельцев генерирующих компаний к вложениям в строительство новых мощностей и модернизации старых электростанций. С формальной точки зрения эта задача выглядит решенной. Все ОГК и ТГК нашли новых владельцев (хотя по большей части в этой роли выступают госкомпании, а не частный бизнес), а обязательные инвестпрограммы по сооружению энергоблоков выполняются. Это позволяет представителям государства давать вполне бравурные оценки развитию генерации: к примеру, Владимир Путин в середине ноября на встрече с представителями германского бизнеса заметил, что уже в 2012 году ввод новых мощностей составит 8 ГВт, а в 2011 году — 6 ГВт, тогда как годом ранее было построено лишь 3,5 ГВт.
Правда, если говорить о тепловых электростанциях, которые и были переданы новым владельцам в 2007-2008 годах, то приходится напоминать о том, что их инвестпрограммы обязательные. Они стали нагрузкой к приобретаемым активам, и их выполнение гарантировано договорами на поставку мощности (ДПМ). Это нерыночный механизм, в рамках таких договоров генкомпании получают повышенные выплаты за новую мощность, а конечные цены на электроэнергию поднимаются, чтобы обеспечить увеличение этих ставок. Это позволяет гарантировать окупаемость инвестиций, но, по сути, является тарифным решением. Вводы новой генерации по ДПМ продлятся до 2017 года, но основные стройки завершатся уже к 2015 году. А ответ на вопрос, “есть ли жизнь после ДПМ”, пока, судя по всему, отрицательный.
Мирный договор.
Это подтверждают и в крупных энергокомпаниях. Без ДПМ инвесторы пока готовы изучать только перспективы модернизации старых мощностей, что требует меньших инвестиций. “Что касается “Энел ОГК-5″, то в настоящее время мы сосредоточены на органическом развитии наших основных активов,— сказали в пресс-службе итальянской Enel,— в первую очередь на модернизации существующих мощностей, увеличении эффективности, повышении технико-экономических показателей”. “Перспективы расширения инвестпрограммы будут зависеть от экономических условий ее реализации,— отмечает председатель совета директоров “Э.ОН Россия” (экс-ОГК-4) Сергей Тазин.— Компания готова рассмотреть возможность строительства новых генмощностей, если будут созданы экономические условия, аналогичные тем, что заложены в ДПМ”. О “невозможности достичь желаемого возврата на инвестированный капитал за пределами ДПМ” говорит и глава ОАО “Фортум” (экс-ТГК-10) Александр Чуваев (см. интервью на этой странице).
В результате даже официальные прогнозы на период после 2015 года признают, что темпы роста мощности тепловой генерации должны резко замедлиться. Утвержденная Минэнерго схема и программа развития Единой энергетической системы (ЕЭС) России на 2011-2017 годы предполагает, что пик нового строительства придется как раз на последние два года массовых вводов в рамках ДПМ. Министерство ожидает, что в 2014 году в России добавится 11 ГВт, а в 2015 году — 9,6 ГВт. В обоих случаях основой роста генерации становятся ТЭС — примерно по 7,5 ГВт за год. Но начиная с 2016 года резко снижаются и вводы в целом, и строительство тепловой энергетики. В 2016 году ожидается 5,2 ГВт новых мощностей, а в 2017 году — лишь 2,7 ГВт. Вводы ТЭС к 2017 году упадут до скромных 1,5 ГВт, подсчитали в Минэнерго.
При этом, согласно тому же документу, единственным видом генерации, который до 2017 года будет планомерно наращивать общее число мощностей, остается атомная энергетика. Этот сектор наряду с гидроэнергетикой постоянно поддерживается государством. “РусГидро” и “Росэнергоатом” получают как прямые бюджетные вливания, так и инвестиционную надбавку в тарифе. Но темпы увеличения мощности ГЭС также падают после 2012-2013 годов: основные крупные проекты “РусГидро” — достройка Богучанской ГЭС и восстановление Саяно-Шушенской ГЭС — должны вскоре завершиться, сооружение прочих больших гидростанций затянется на более долгий срок. В атомной энергетике, напротив, по расчетам Минэнерго, должно вводиться один-три гигаваттных энергоблока в год. Но если говорить о привлечении инвестиций в отрасль, то и атомную, и — в значительной степени — гидроэнергетику можно вывести за скобки. Ведь в обоих случаях речь идет прежде всего о государственных инвестиционных планах.
Экономическая мощность.
Отдельный вопрос — насколько нужны экономике, входящей в новую волну кризиса, массовые вводы новых генмощностей. Один из главных разработчиков реформы РАО ЕЭС Юрий Удальцов, например, полагает, что темпы роста энергопотребления могут оказаться невысокими, и роста генмощностей можно добиться и с помощью модернизации старой генерации. По мнению руководителя отдела электроэнергетики Института проблем естественных монополий Натальи Пороховой, около 30 ГВт дополнительной установленной мощности, которые будут введены за счет ДПМ, “с учетом динамики электропотребления и мощности в 2008-2010 годах покрывают средний ежегодный рост электропотребления в 2011-2017 годах на уровне 2,1%”. Возможно, это даже превышает реальные потребности экономики. “Прогнозы Минэкономразвития об экономическом росте на этот период даже в инновационном сценарии достаточно низкие — 4,1% ежегодного роста ВВП,— замечает госпожа Порохова.— При таком росте ВВП не стоит ждать прироста электропотребления выше чем 1,3% в год”. Правда, она напоминает, что “это не должно успокаивать, так как цикл строительства электростанции — пять-семь лет, а с учетом потребности в выводе мощностей и вероятности выхода на более высокие темпы экономического роста (на уровень докризисных 6%) потребность в дополнительном приросте мощности находится на уровне еще 10 ГВт до 2020 года”.
О возможной нехватке генерации говорят и оценки, сделанные вице-президентом и партнером A.T. Kearney Антоном Порядиным и консультантом этой компании Олегом Гончаренко. Эксперты отмечают, что “сейчас существуют точечные проекты, которые могут окупиться и без ДПМ, но это очень оппортунистично и несет риски для долгосрочных инвесторов”. “Например, в центральной части России промышленное производство постоянно растет, что требует дополнительных генерирующих мощностей,— поясняют господа Порядин и Гончаренко.— Даже при консервативном сценарии развития экономики, по нашим оценкам, дефицит мощностей может составить более 18 ГВт к 2020 году”.
Выход из окупаемости.
Отдельные инвестпроекты, которые обходятся без ДПМ, действительно существуют, но, как правило, для их реализации требуется специфический набор условий. Например, без договоров на поставку мощности строился второй блок Калининградской ТЭЦ-2 (450 МВт), но станция стоит в нерыночной зоне изолированного анклава и работает либо по регулируемым тарифам, либо на экспорт. Сходная ситуация сложилась на Дальнем Востоке — отсутствие энергорынка и тарифы, но здесь для строительства новой генерации требуются, как правило, госсубсидии либо перспективы экспорта в Китай.
И аналитики, и участники рынка соглашаются с тем, что помимо “точечных проектов” рынок сейчас не предлагает серьезных стимулов для инвестиций в новую генерацию. “Что касается инвестиций, то для любой компании, работающей в условиях рынка, один из наиболее важных факторов — долгосрочная предсказуемость правил ведения бизнеса,— говорит Сергей Тазин.— Только в таких условиях возможно осуществлять многомиллиардные инвестиции со значительным сроком окупаемости. На сегодняшних условиях строительство новых энергоблоков вне ДПМ во многих случаях не окупается”.
С другой стороны, Наталья Порохова замечает, что “говорить о том, что государство постоянно меняет правила игры,— это все же лукавство”. “Просто у государства, в отличие от руководства РАО “ЕЭС России”, нет четко сформулированной позиции в отношении отрасли, и оно старается не предпринимать активных действий,— поясняет она.— Но реформа-то в 2008 году не была закончена, РАО “ЕЭС России” исчезло, а рынок так и не возник, им теперь недовольны все: и генераторы, и реформаторы, и потребители, и сетевики, и у каждого своя правда при этом. Правительство тоже, наверное, не в восторге: понятно, что необходимо что-то делать, но непонятно, что именно, и главное — кто возьмет на себя ответственность за это. Поэтому мы и пребываем в режиме ручного управления отраслью с целью поддержания неустойчивого равновесия, в котором она сегодня находится. Именно это и не устраивает генераторов: во время реформы корону обещали им, а по факту все достается аффилированным с государством участникам рынка. С другой стороны, инвесторы, а они в основном иностранные, сами не без греха — они изначально шли в Россию как на высокорисковый, но и высокодоходный рынок. Ну что можно сказать: значит, неверно оценили риски, это бизнес — здесь бывают и проигравшие”.
Впрочем, в ряде случаев государство не только уклоняется от системного управления отраслью, но и, наоборот, дестимулирует инвесторов. Например, в 2011 году ряд неэффективных мощностей, не уложившихся по себестоимости в параметры конкурентного отбора мощности, были переведены в вынужденный режим с высокими регулируемыми тарифами. “Сейчас сложилась парадоксальная ситуация, когда тариф сформирован таким образом, что стимулирует развитие менее эффективной генерации”,— отмечают эксперты A.T. Kearney.
Впрочем, есть еще один случай, когда инвестор сейчас готов вкладываться в строительство электростанций. Это строительство собственной генерации крупными промышленными потребителями. Наиболее известный пример — Богучанская ГЭС, которую на паритетных условиях строят “РусГидро” и ОК “Русал”. Фактически станция является источником дешевой электроэнергии для алюминиевого производства “Русала”. Из-за того, что высокие тарифы сетей в последние годы резко подняли конечные цены на электроэнергию, о строительстве собственных генмощностей задумываются и другие крупные компании, в частности нефтяники и газовики. “Когда розничная цена для малого и среднего бизнеса составляет около 20 центов за 1 кВт ч, уже и дизельная электростанция выгодна”,— говорил в декабре исполнительный вице-президент ТНК-ВР, глава наблюдательного совета НП “Сообщество покупателей оптового и розничного рынков электроэнергии (мощности)” Михаил Слободин. “Данный тренд уже стартовал,— замечают Антон Порядин и Олег Гончаренко.— Например, ТНК-ВР планирует строительство электростанции в Оренбурге для обеспечения своих добывающих и перерабатывающих мощностей. Уже сейчас более 5% общего производства электроэнергии приходится на промышленные предприятия”.
источник: www.tgk-14.com/news
Одной из ключевых задач реформы российской электроэнергетики, начатой РАО “ЕЭС России” и завершившейся уже после ликвидации энергохолдинга, было привлечение в отрасль инвестиций и создание системы, при которой бизнес был бы заинтересован в дальнейшем развитии своих активов. В частности, предполагалось, что энергорынок будет стимулировать владельцев генерирующих компаний к вложениям в строительство новых мощностей и модернизации старых электростанций. С формальной точки зрения эта задача выглядит решенной. Все ОГК и ТГК нашли новых владельцев (хотя по большей части в этой роли выступают госкомпании, а не частный бизнес), а обязательные инвестпрограммы по сооружению энергоблоков выполняются. Это позволяет представителям государства давать вполне бравурные оценки развитию генерации: к примеру, Владимир Путин в середине ноября на встрече с представителями германского бизнеса заметил, что уже в 2012 году ввод новых мощностей составит 8 ГВт, а в 2011 году — 6 ГВт, тогда как годом ранее было построено лишь 3,5 ГВт.
Правда, если говорить о тепловых электростанциях, которые и были переданы новым владельцам в 2007-2008 годах, то приходится напоминать о том, что их инвестпрограммы обязательные. Они стали нагрузкой к приобретаемым активам, и их выполнение гарантировано договорами на поставку мощности (ДПМ). Это нерыночный механизм, в рамках таких договоров генкомпании получают повышенные выплаты за новую мощность, а конечные цены на электроэнергию поднимаются, чтобы обеспечить увеличение этих ставок. Это позволяет гарантировать окупаемость инвестиций, но, по сути, является тарифным решением. Вводы новой генерации по ДПМ продлятся до 2017 года, но основные стройки завершатся уже к 2015 году. А ответ на вопрос, “есть ли жизнь после ДПМ”, пока, судя по всему, отрицательный.
Мирный договор.
Это подтверждают и в крупных энергокомпаниях. Без ДПМ инвесторы пока готовы изучать только перспективы модернизации старых мощностей, что требует меньших инвестиций. “Что касается “Энел ОГК-5″, то в настоящее время мы сосредоточены на органическом развитии наших основных активов,— сказали в пресс-службе итальянской Enel,— в первую очередь на модернизации существующих мощностей, увеличении эффективности, повышении технико-экономических показателей”. “Перспективы расширения инвестпрограммы будут зависеть от экономических условий ее реализации,— отмечает председатель совета директоров “Э.ОН Россия” (экс-ОГК-4) Сергей Тазин.— Компания готова рассмотреть возможность строительства новых генмощностей, если будут созданы экономические условия, аналогичные тем, что заложены в ДПМ”. О “невозможности достичь желаемого возврата на инвестированный капитал за пределами ДПМ” говорит и глава ОАО “Фортум” (экс-ТГК-10) Александр Чуваев (см. интервью на этой странице).
В результате даже официальные прогнозы на период после 2015 года признают, что темпы роста мощности тепловой генерации должны резко замедлиться. Утвержденная Минэнерго схема и программа развития Единой энергетической системы (ЕЭС) России на 2011-2017 годы предполагает, что пик нового строительства придется как раз на последние два года массовых вводов в рамках ДПМ. Министерство ожидает, что в 2014 году в России добавится 11 ГВт, а в 2015 году — 9,6 ГВт. В обоих случаях основой роста генерации становятся ТЭС — примерно по 7,5 ГВт за год. Но начиная с 2016 года резко снижаются и вводы в целом, и строительство тепловой энергетики. В 2016 году ожидается 5,2 ГВт новых мощностей, а в 2017 году — лишь 2,7 ГВт. Вводы ТЭС к 2017 году упадут до скромных 1,5 ГВт, подсчитали в Минэнерго.
При этом, согласно тому же документу, единственным видом генерации, который до 2017 года будет планомерно наращивать общее число мощностей, остается атомная энергетика. Этот сектор наряду с гидроэнергетикой постоянно поддерживается государством. “РусГидро” и “Росэнергоатом” получают как прямые бюджетные вливания, так и инвестиционную надбавку в тарифе. Но темпы увеличения мощности ГЭС также падают после 2012-2013 годов: основные крупные проекты “РусГидро” — достройка Богучанской ГЭС и восстановление Саяно-Шушенской ГЭС — должны вскоре завершиться, сооружение прочих больших гидростанций затянется на более долгий срок. В атомной энергетике, напротив, по расчетам Минэнерго, должно вводиться один-три гигаваттных энергоблока в год. Но если говорить о привлечении инвестиций в отрасль, то и атомную, и — в значительной степени — гидроэнергетику можно вывести за скобки. Ведь в обоих случаях речь идет прежде всего о государственных инвестиционных планах.
Экономическая мощность.
Отдельный вопрос — насколько нужны экономике, входящей в новую волну кризиса, массовые вводы новых генмощностей. Один из главных разработчиков реформы РАО ЕЭС Юрий Удальцов, например, полагает, что темпы роста энергопотребления могут оказаться невысокими, и роста генмощностей можно добиться и с помощью модернизации старой генерации. По мнению руководителя отдела электроэнергетики Института проблем естественных монополий Натальи Пороховой, около 30 ГВт дополнительной установленной мощности, которые будут введены за счет ДПМ, “с учетом динамики электропотребления и мощности в 2008-2010 годах покрывают средний ежегодный рост электропотребления в 2011-2017 годах на уровне 2,1%”. Возможно, это даже превышает реальные потребности экономики. “Прогнозы Минэкономразвития об экономическом росте на этот период даже в инновационном сценарии достаточно низкие — 4,1% ежегодного роста ВВП,— замечает госпожа Порохова.— При таком росте ВВП не стоит ждать прироста электропотребления выше чем 1,3% в год”. Правда, она напоминает, что “это не должно успокаивать, так как цикл строительства электростанции — пять-семь лет, а с учетом потребности в выводе мощностей и вероятности выхода на более высокие темпы экономического роста (на уровень докризисных 6%) потребность в дополнительном приросте мощности находится на уровне еще 10 ГВт до 2020 года”.
О возможной нехватке генерации говорят и оценки, сделанные вице-президентом и партнером A.T. Kearney Антоном Порядиным и консультантом этой компании Олегом Гончаренко. Эксперты отмечают, что “сейчас существуют точечные проекты, которые могут окупиться и без ДПМ, но это очень оппортунистично и несет риски для долгосрочных инвесторов”. “Например, в центральной части России промышленное производство постоянно растет, что требует дополнительных генерирующих мощностей,— поясняют господа Порядин и Гончаренко.— Даже при консервативном сценарии развития экономики, по нашим оценкам, дефицит мощностей может составить более 18 ГВт к 2020 году”.
Выход из окупаемости.
Отдельные инвестпроекты, которые обходятся без ДПМ, действительно существуют, но, как правило, для их реализации требуется специфический набор условий. Например, без договоров на поставку мощности строился второй блок Калининградской ТЭЦ-2 (450 МВт), но станция стоит в нерыночной зоне изолированного анклава и работает либо по регулируемым тарифам, либо на экспорт. Сходная ситуация сложилась на Дальнем Востоке — отсутствие энергорынка и тарифы, но здесь для строительства новой генерации требуются, как правило, госсубсидии либо перспективы экспорта в Китай.
И аналитики, и участники рынка соглашаются с тем, что помимо “точечных проектов” рынок сейчас не предлагает серьезных стимулов для инвестиций в новую генерацию. “Что касается инвестиций, то для любой компании, работающей в условиях рынка, один из наиболее важных факторов — долгосрочная предсказуемость правил ведения бизнеса,— говорит Сергей Тазин.— Только в таких условиях возможно осуществлять многомиллиардные инвестиции со значительным сроком окупаемости. На сегодняшних условиях строительство новых энергоблоков вне ДПМ во многих случаях не окупается”.
С другой стороны, Наталья Порохова замечает, что “говорить о том, что государство постоянно меняет правила игры,— это все же лукавство”. “Просто у государства, в отличие от руководства РАО “ЕЭС России”, нет четко сформулированной позиции в отношении отрасли, и оно старается не предпринимать активных действий,— поясняет она.— Но реформа-то в 2008 году не была закончена, РАО “ЕЭС России” исчезло, а рынок так и не возник, им теперь недовольны все: и генераторы, и реформаторы, и потребители, и сетевики, и у каждого своя правда при этом. Правительство тоже, наверное, не в восторге: понятно, что необходимо что-то делать, но непонятно, что именно, и главное — кто возьмет на себя ответственность за это. Поэтому мы и пребываем в режиме ручного управления отраслью с целью поддержания неустойчивого равновесия, в котором она сегодня находится. Именно это и не устраивает генераторов: во время реформы корону обещали им, а по факту все достается аффилированным с государством участникам рынка. С другой стороны, инвесторы, а они в основном иностранные, сами не без греха — они изначально шли в Россию как на высокорисковый, но и высокодоходный рынок. Ну что можно сказать: значит, неверно оценили риски, это бизнес — здесь бывают и проигравшие”.
Впрочем, в ряде случаев государство не только уклоняется от системного управления отраслью, но и, наоборот, дестимулирует инвесторов. Например, в 2011 году ряд неэффективных мощностей, не уложившихся по себестоимости в параметры конкурентного отбора мощности, были переведены в вынужденный режим с высокими регулируемыми тарифами. “Сейчас сложилась парадоксальная ситуация, когда тариф сформирован таким образом, что стимулирует развитие менее эффективной генерации”,— отмечают эксперты A.T. Kearney.
Впрочем, есть еще один случай, когда инвестор сейчас готов вкладываться в строительство электростанций. Это строительство собственной генерации крупными промышленными потребителями. Наиболее известный пример — Богучанская ГЭС, которую на паритетных условиях строят “РусГидро” и ОК “Русал”. Фактически станция является источником дешевой электроэнергии для алюминиевого производства “Русала”. Из-за того, что высокие тарифы сетей в последние годы резко подняли конечные цены на электроэнергию, о строительстве собственных генмощностей задумываются и другие крупные компании, в частности нефтяники и газовики. “Когда розничная цена для малого и среднего бизнеса составляет около 20 центов за 1 кВт ч, уже и дизельная электростанция выгодна”,— говорил в декабре исполнительный вице-президент ТНК-ВР, глава наблюдательного совета НП “Сообщество покупателей оптового и розничного рынков электроэнергии (мощности)” Михаил Слободин. “Данный тренд уже стартовал,— замечают Антон Порядин и Олег Гончаренко.— Например, ТНК-ВР планирует строительство электростанции в Оренбурге для обеспечения своих добывающих и перерабатывающих мощностей. Уже сейчас более 5% общего производства электроэнергии приходится на промышленные предприятия”.
источник: www.tgk-14.com/news
- valya от