• Содержание номера
  • Рейтинг:  0 
 

Создание условий для финансирования объектов генерации в период реформирования электроэнергетики

 

Автор

Грехов Андрей, Департамент рынка ЦУР РАО "ЕЭС России", канд. экон. наук

 

    В процессе реформирования рос-сийская электроэнергетика все более либерализуется. Пакет законов, принятых в 2003 г., с высокой степенью детализации описывает новый состав субъектов отрасли и новую модель отношений между ними. Целями реформы провозглашены конкурентное ценообразование, адекватно отражающее стоимость производимой энергии, возможность свободно выбирать поставщиков энергии и инвестиционный процесс, который обеспечит инвесторам доход, соразмерный принимаемым ими рискам.
    При переходе от полностью регулируемой отрасли к целевой модели остро встанет проблема финансирования строительства генерирующих мощностей на период отсутствия рыночных стимулов, и ее решению поможет привлечение независимых производителей энергии (IPP - Independent Power Producer). В данной статье сделана попытка выявить набор факторов, вокруг которых развернутся основные дискуссии государственных служащих на переговорах с инвесторами, и действий, предпринимаемых для облегчения и удешевления процесса раскрытия отрасли для конкуренции. Отдельно анализируется опыт интеграции созданных IPP в конкурентный рынок.
    Почему существующее тарифообразование не может обеспечить расширенного воспроизводства отрасли
    Основными источниками финан-сирования отрасли являются добавленная стоимость производителя с амортизацией и дотирование государством. Средства поступают либо непосредственно от потребителей продукта (электроэнергии и тепла) в форме платы за электроэнергию, либо выделяются государством на новое строительство. В последнем случае к оплате привлекаются все налогоплательщики государства независимо от степени использования продукта.
    До момента акционирования российской электроэнергетики государству принадлежал весь имущественный комплекс и использовались оба механизма. Часть необходимых средств приходила через конечные тарифы потребителей, часть выделялась правительством для строительства новых мощностей. После акционирования этот простой механизм перестал работать. Государство больше не может отдавать деньги налогоплательщиков частным акционерам безвозмездно.
    Перед обществом и государством встал вопрос: каким способом финансировать отрасль, чтобы обеспечить воспроизводство мощностей и не создать узкое место национальной экономики, препятствующее нормальному развитию остальных сегментов.
    Первый способ - тарифы для конечных потребителей. Но государство регулирует деятельность естественной монополии, в том числе с целью искусственного увеличения благосостояния избирателей, защищая их от быстрого роста цен на электроэнергию и тепло. Результат - формирование тарифа без достаточной для расширения отрасли добавленной стоимости. Следствием недофинансирования стало сокращение масштаба электроэнергетической отрасли. Как пишет А. Тналин1, "?стабильно низкая доходность текущих тарифов (EBITDA) российских энергетических компаний колеблется в районе 20-25%, тогда как среднемировой показатель - 35%. Как правило, компании, добившиеся дополнительной прибыли и снижения издержек, получают меньшие тарифы на следующий год, а практика регулятора ограничивает размер инвестиционных программ. Таким образом, в законодательстве отсутствуют долгосрочные гарантии по тарифам".
    Второй способ - финансирование государственных программ (налог со всех), но из-за ограничений, накладываемых структурой капитала, он позволяет государству финансировать только атомную и гидроэнергетику.
    Итак, с одной стороны, существующая система регулирования не поощряет ни новые инвестиции, ни снижение издержек. С другой - до тех пор, пока не заработает целевая модель, декларирующая свободное ценообразование, при котором в конечную цену энергии включается норма прибыли, достаточная для расширенного воспроизводства отраслей, обществу предстоит поддерживать имущественный комплекс в состоянии, способном удовлетворять спрос на электрическую и тепловую энергию, и вводить необходимый объем нового генерирующего оборудования.
    Для роста экономики необходим механизм, позволяющий в переходный период доплачивать узкому кругу производителей, которые за свой счет построят и будут эксплуатировать необходимые мощности с адекватной рентабельностью, разницу между объективными ценами и устанавливаемыми государством тарифами.

    Возможные источники финансирования строительства новых генерирующих мощностей
    В соответствии с динамикой макроэкономических показателей, пре-дусмотренной энергетической стратегией России на период до 2020 г.2 и скорректированной с учетом Программы социально-экономического развития Российской Федерации на среднесрочную перспективу (2003-2005 и 2008 гг.), прогнозируется рост электропотребления России от 903 млрд кВт.ч в 2003 г. до 1010-1035 млрд кВт.ч в 2010 г. Такой прогноз предполагает увеличение необходимой установленной мощности электростанций (в централизованной зоне электроснабжения) от 190 млн кВт в 2003 г. до 211-218 млн кВт в 2010 г. Проведем оценку инвестиций, которые с большой долей вероятности будут сделаны внутренними инвесторами.
    Первый источник - инвестиционные программы электроэнергетической отрасли, которые сейчас реализует РАО "ЕЭС России"3. Планируемые объемы вложений в капитальное строительство в 2004-2006 гг., в том числе на объекты генерации ОАО "РАО "ЕЭС России"", - 61,7 млрд руб. Эти средства предназначены для строительства двух агрегатов Бурейской ГЭС, а также Калининградской ТЭЦ-2, Сочинской ТЭС, Ивановской ГРЭС и Зеленчугской ГЭС. После 2006 г. сооружение объектов генерации за счет целевых инвестиционных средств не предусматривается. Указанные объекты суммарно обеспечат ввод около 2000 МВт.
    Второй источник - инвестиционные проекты российских финансово-промышленных групп, реализуемые с целью удешевления затрат на собственных энергоемких производствах. А. Виханский и С. Пикин4 утверждают, что из-за высоких страновых рисков "сейчас инвестируют в отрасль в основном российские компании, лично заинтересованные в энергетике и потому готовые нести колоссальные риски". В таких проектах страновой и отраслевые риски также уже учтены, ведь, развивая в структуре промышленного холдинга электроэнергетическое направление как отдельный бизнес, можно не только гарантированно обеспечить собственное потребление, но и получить прибыль от продажи избыточной электроэнергии. Даже при отсутствии четких правил продажи энергии независимыми производителями холдинги ничего не потеряют.
    Так, в случае с достройкой Богучанской ГЭС меморандум РАО "ЕЭС России" и ОАО "Русал" предусматривает паритетное финансирование и управление реализацией проекта, которая согласно имеющимся планам займет пять-семь лет. Установленная мощность Богучанской ГЭС составит 3000 МВт. По экспертным оценкам, около 1000 МВт (главным образом газотурбинные установки небольшой мощности) введут до 2010 г. другие финансово-промышленные группы.
    Третий источник - инвестиционные программы государственных компаний. Через ФГУП "Росэнерго-атом"5 в 2006-2010 гг. будет введено в эксплуатацию 6,9 МВт мощности на уже действующих атомных электростанциях. Через учрежденную в 2005 г. оптовую генерирующую компанию "Гидрогенерация", где государству будет принадлежать контрольный пакет, в 2006-2010 гг. планируется ввести 1,7 МВт установленной мощности.
    Финансирование из бюджетов не рассматривается, так как государство через своих представителей в РАО "ЕЭС России" неоднократно выражало желание уменьшить свое участие в генерации и сбыте электрической и тепловой энергии. Выдавать долгосрочные кредиты частным предприятиям также не входит в обязанности государственного аппарата.
    Итогом экспресс-анализа величины высоковероятных внутренних инвестиций является не имеющий финансовых источников необходимый ввод 6,4-13,4 мВт в 2006-2010 гг., что в пересчете на среднюю цену создания 1 кВт установленной мощности (750 долл.) дает разброс требуемых инвестиций от 4,8 до 10 млрд долл. Именно эта величина подлежит гарантированию через специально созданный механизм.

    Международный опыт гарантирования инвестиций в генерирующие мощности
    Узкому кругу производителей, вводящему новые мощности, оплачивается объективная стоимость выпускаемого продукта. Источник доплаты - общество (через налог) либо потребители (через конечные тарифы).
    Подобные схемы применяются во многих странах мира, где возникла необходимость в дополнительных стимулах для наращивания генерирующих мощностей (в Индии, Индонезии, Пакистане, Чили, Ирландии, на Филиппинах и др.)6.
    В условиях переходной модели электроэнергетики инвесторы не могут реализовать электроэнергию по свободным ценам конечным потребителям, поэтому используется тот или иной вариант долгосрочных контрактов, которые гарантируют уровень дохода, необходимый для окупаемости вложений. Контрагентом подобного соглашения выступает, как правило, контролируемая государством монополия или инфраструктурная организация. Иногда такой двусторонний долгосрочный контракт подкрепляется гарантиями государства.
    Потенциальные инвесторы в отрасль делятся на внутренних (акционеры электроэнергетических компаний, государство и частные корпорации, встраивающие генерацию электроэнергии в технологические циклы) и внешних. В обзоре мирового банка за 2002 г.7 был проведен анализ инвесторов, выбранных по критерию инвестирования акционерного капитала вне собственных стран. В выборку попали 65 фирм, от которых были получены 48 отчетов (около 75% ответов).
    Исследование показало, что боль-шинство фирм - это аффилированные структуры коммунальных предприятий: 60% вошли в бизнес как нерегулируемые подразделения крупных коммунальных компаний, 21% - компании-поставщики коммунальных услуг и только 7% фирм являлись "чистыми" игроками. Инвестирование в генерацию предпочтительней, чем в распределительный бизнес.

    Без учета дополнительных страновых рисков 15% инвесторов ожидают получить доход от инвестированного капитала (ROE) порядка 8-12% годовых, 36% - 12-16% 26% - 16-20%, 17% - 20-25% и 4% инвесторов ожидает ROE более 25%. Как видно, около 45% фирм, пришедших на развивающийся рынок, ищут довольно высокий доход (ROE более 16%).
    Условия, определяющие заключение или отказ от заключения сделки:
  • юридическая защита и развитая система правоприменения, поддерживающая права инвестора;
  • платежная дисциплина и возможность принуждения через отключения;
  • оформленные гарантии правительства или международных агентств по гарантированию инвестиций.
        Интересно, что при этом не были высоко оценены расходы по займам и сроки заимствований, возможность вертикальной интеграции и переход к конкурентному рынку (приветствуется, но не очень высоко ценится). Уровень коррупции также не слишком отпугивает инвесторов.
        Почему инвесторы преуспели или потерпели крах? При опросе были выявлены четыре главных фактора:
  • уровень розничного тарифа и платежная дисциплина;
  • справедливые судебные решения по тарифному регулированию и тарифным спорам;
  • операционный контроль и свобода менеджмента при экономии и снижении издержек;
  • обязательства регулятора, содержащиеся в долгосрочном контракте.
        Во всех случаях инвесторы добивались подписания долгосрочных контрактов - соглашений о покупке энергии (PPA - Power Purchase Agreements), обязывающих контролируемую правительством компанию формировать у частного генератора денежный поток за введенную в эксплуатацию мощность и вырабатываемую на ней энергию.
        Так, в Таиланде инвесторы объединились в пул для проектного финансирования. Созданная компания застраховала ставку обмена валюты путем использования валютных свопов; покрытие имущественного комплекса станций от физического ущерба, ущерба потери при перевозке; потенциальные требования третьих лиц, включая компенсацию рабочим от подобных ущербов; физические потери и ущерб от механических разрушений, пожара, забастовок, восстаний, злоумышленных действий, землетрясений и потерь, ассоциируемых с любыми потенциальными требованиями третьей стороны, произошедшими от подобных видов ущерба. Инвесторы при этом пожелали:
  • достаточного для нормальной окупаемости денежного потока на время возврата инвестиций и специальных согласительных процедур при требовании государства изменить условия финансирования производителя;
  • получения приемлемой остаточной цены при выходе из бизнеса до момента полной окупаемости;
  • встроенных механизмов защиты от рисков, позволяющих получить приемлемую доходность на вложенный капитал.
        Само 25-летнее соглашение о покупках электроэнергии описывало четыре формы платежей:
        1. Покупатель обязуется обеспечивать платежи, основанные на установленной мощности завода, причем платежи частично индексируются индексом потребительских цен (в национальной валюте), чтобы компенсировать рост постоянных затрат на содержание завода.
        2. Платежи потребителя энергии призваны возмещать продавцу потребление топлива, связанное с производством электричества, и являются сложной функцией от произведенной энергии, затрат на топливо, ставки обмена валюты и факторов, описывающих эффективность загрузки оборудования.
        3. Платежи, компенсирующие операционные и обслуживающие затраты, индексируемые индексом потребительских цен.
        4. Покупатель компенсирует про-давцу строительство новых сетевых устройств, создающихся в течение 25 лет.
        На Филиппинах с правительством были подписаны контракты, надежнее других подкрепленные гарантиями, которые перекладывали риски на государственную закупочную компанию. Например, рыночный риск снимался условием take-or-pay, риск изменения обменного курса - через индексируемые в долларах платежи, риски задержки перевода валюты - через деноминированные в долларах платежи на оффшорный счет, риски, связанные с топливом, - через гарантированное свободное обеспечение топливом, риск регулятора - через соглашение полностью компенсировать продавцу любые неблагоприятные изменения или покупку завода в долларовом эквиваленте плюс минимальный гарантированный доход, риск политического форс-мажора - через условия, оговаривающие изменения политического режима. На производителя ложился только операционный риск.

        Отрицательный опыт деятельности IPP и убытки инвесторов
        Хотя детали индивидуальных программ реформирования в каждой стране различались, все инвесторы столкнулись с похожими трудностями использования долгосрочных соглашений о закупках электроэнергии с продажей по гарантированной цене. Именно подобные соглашения и обеспечивали приход в отрасль частных инвесторов.
        Интересы IPP часто сталкиваются с экономическими интересами государства и регуляторов. При этом некоторые инвесторы способны противостоять политикам, а остальные теряют свои деньги. Например, во время восточно-азиатского кризиса 1997 г. сократившийся спрос поставил под вопрос выполнение обязательств по заключенным PPA и уменьшил поток денег от потребителей. Правительствам пришлось выбирать: выполнение контрактов с риском политической негативной реакции или переговоры по изменению условий контрактов (ситуация, в которую попали в России владельцы ГКО в 1998 г.). Владельцы PPA потребовали поднять тарифы для восстановления платежей в прежнем объеме.
        В Таиланде в контрактах цены продажи были указаны в тайских батах, а капитальные инвестиции финансировались в долларах. После того как правительство поменяло обменный режим бата с фиксированного на плавающий, в действие пришел пункт, требующий от правительства проведения переговоров для перезаключения договоров. Инвесторы остались довольны, хотя и приостановили участие в нескольких новых проектах.
        На Филиппинах еженедельные потери единого закупщика NPC составляли 10 млн долл. После серии переговоров с инвесторами правительство заявило, что позволит расширять деятельность и гарантировать их участие в планируемом энергетическом пуле только тем IPP, которые согласятся пересмотреть существующие PPA. Правительство пыталось снизить гарантированную долю take-or-pay с 70-75 до 55%. Общая экономия на выплатах по IPP предполагалась более 1 млрд долл.
        В Малайзии после тотального снижения спроса дефицит доходов составил 55%. TNB потребовал 90-дневной отсрочки платежей для IPP и снижения текущих платежей на 12%, чтобы справиться с растущими финансовыми обязательствами.
        В Индонезии компании IPP были проинформированы о снижении своих тарифов на величину, варьируемую по разным IPP от 14 до 28%.
        Некоторое время спустя единый закупщик PLN отказался проводить платежи по текущему обменному курсу и оплачивать компаниям произведенную энергию. После заверений правительства о возобновлении платежей инвесторы получили предложение использовать обменный курс, составляющий 25% от рыночного.

        Подходы к интеграции IPP со свободными рынками электроэнергии
        После либерализации оптового рынка в России в энергетической отрасли будут функционировать сво-бодные оптовые цены для всех, кроме IPP. Потребуется решить вопрос, как интегрировать IPP в рынок. Опыт интеграции в других странах дает возможность определить причину конфликтов между владельцами IPP и государственными регуляторами на этом этапе.
        Деятельность IPP характеризуется следующим: относительно большая продолжительность контрактов; постоянные цены, которые разработаны для создания устойчивого потока дохода для IPP; нечеткие требования со стороны регулятора для IPP по принятию рыночных рисков;
        условия заключенных контрактов, в которых меньше требований, чем в детальных правилах рынка, разрабатываемых для увеличения эффективности и конкуренции.
        Механизмы, способные безболезненно объединить контракты с IPP и новые оптовые рынки электричества, пока не разработаны. С одной стороны, интеграция IPP с новыми рынками, созданными в результате реструктурирования энергетического сектора, кажется многообещающей, неся в себе увеличенную конкуренцию, ликвидность и эффективность. С другой стороны, цель регулятора состоит в том, чтобы при этом минимизировать затраты, одновременно защищая экономику IPP в течение процесса интеграции.
        Предлагаем ряд потенциальных подходов к решению обсуждаемых проблем. Они включают различные комбинации мер и могут быть охарактеризованы следующим образом:

  • принудительная интеграция в рынок;
  • принудительная интеграция контрактов РРА;
  • интеграция через адаптацию правил рынка, при которой контракты не изменяются;
  • виртуальная генерация / управляемые контракты;
  • добровольный двусторонний пересмотр условий контрактов;
  • выкуп контракта у инвестора.
        Объединение IPP в организацию оптового рынка потребует частичной модификации:
  • правил рынка;
  • контрактных условий IPP;
  • соглашений по управлению контрактом;
  • механизмов финансирования пре-вышающих рыночные затрат, связанных с выполнением IPP контрактов.
        Но как одновременно стимулировать интеграцию IPP в рынок, не ставя под угрозу ни эффективность рынка, ни системную надежность?

        Выводы и рекомендации
        1. Главные ожидания инвесторов, определяющие инвестиционное решение, - юридическая защита и развитая инфраструктура, поддерживающая права инвестора, куда относятся и оформленные гарантии правительства и/или международных агентств по гарантированию инвестиций, а также платежная дисциплина.
        Поскольку инфраструктурные объекты обслуживают большое чис-ло потребителей, усилия по перемещению доходов от инвесторов к потребителям могут существенно повлиять на уровень популярности правительства в краткосрочном периоде. Комбинация экономической возможности экспроприировать доходы инфраструктуры вместе с политическими дивидендами от этих действий создает проблему внутренних обязательств: правительство может дать поручительство, относящееся к периоду стабильной политики, при которой инфраструктурные проекты начинаются, но дальше сильны стимулы под предлогом форс-мажорных обстоятельств отказаться от данных обещаний, как только капитал заработал.
        Для нейтрализации подобного странового риска требуется федеральный закон, защищающий заключенные договоры от одностороннего пересмотра правительственными агентствами и гарантирующий денежный поток в пользу производителя. Статус закона необходим для принятия судами решений в пользу производителей.
        2. В разрабатываемой в настоящее время схеме привлечения инвестиций8 центром финансовых расчетов с IPP становится системный оператор. Но если политические институты в России слабы, стратегии заключения контрактов едва ли защитят инвесторов от неблагоприятной политики государственного аппарата в случае серьезных испытаний, которые усиливают соблазн официальных органов власти вести себя оппортунистически. В настоящее время системный оператор - фактически государственная структура, не являющаяся независимым субъектом рынка, неспособная формировать рыночную конфигурацию. В состав учредителей необходимо ввести больше представителей крупных потребителей с целью компенсировать лоббистскую мощь производителей и сетевых компаний.
        3. Механизмы интеграции IPP в рынок следует сразу закладывать в договоры. Например, в Ирландии переменные издержки задаются регулятором, в то время как аукционом устанавливаются постоянные издержки производителей и максимальная доля от установленной мощ-ности, за которую производитель вправе получать плату. При этом для упрощения вхождения в либерализованный рынок производителям в одностороннем порядке разрешается снижать долю установленной мощности, зафиксированную результатами тендеров. С этой же целью регулятор позволяет производителю сокращать время действия контракта, по которому оплачиваются мощности.
        Выполнение неких условий, которые в состоянии проверить согласованный сторонами аудитор, сможет запустить процесс перезаключения подписанных соглашений между IPP и регулятором. Речь идет о критериях признания рынка способным к рыночному воспроизводству мощностей, признания ценообразования рыночным, критериях свободы заключения двусторонних договоров.

        Андрей Абрамов
        руководитель департамента стратегического планирования холдинга "Комплексные энергетические системы"

        В статье Андрея Грехова приведена интересная подборка примеров и обобщен мировой опыт в области IPP. Однако, на мой взгляд, рассмотрен только один аспект независимого производства энергии - строительство мощностей по контрактам, оплату по которым гарантирует государство или государственная структура. На самом деле возможности IPP гораздо шире.
        Строительство генерирующих мощностей независимыми частными компаниями допустимо по контрактам с множеством контрагентов: крупными промышленными предприятиями, сбытовыми компаниями (load serving entity в американской терминологии) - или даже без контракта, с выдачей всей электроэнергии на оптовый рынок (так называемые merchant plants); последний вариант является чрезвычайно рискованным, поэтому сегодня такие станции практически не строятся.
        Мировой опыт показывает, что благоприятная для IPP ситуация на рынке способна стимулировать строительство мощностей без участия государства. В США за шесть лет, прошедших после начала либерализации рынка, независимые производители построили около 200 ГВт мощностей, что примерно равно всей установленной мощности российской энергосистемы, причем вклад только компании Calpine составил 30 ГВт.
        В нашей стране ключевую роль в развитии генерации, скорее всего, будут играть именно мощности, построенные независимыми производителями по контрактам с крупными промышленными потребителями, а через два-три года - с крупными сбытовыми компаниями. На это есть ряд причин:
        1. Наличие кредитоспособных контрагентов. Одной из особенностей отечественного энергетического рынка является высокая доля крупных энергоемких потребителей. Если в США промышленность потребляет около 30%, то в России этот показатель составляет более 60% (включая транспорт), причем половину потребления обеспечивают примерно
        200 крупных предприятий, способных выступить надежными контрагентами независимого производителя.
        2. Необходимость нового строительства и модернизации. Дефицит эффективных мощностей ставит под угрозу конкурентоспособность промышленности. Сегодня стоимость газа в России в 5 раз ниже, чем в Европе, тогда как оптовая цена на электроэнергию - в два раза, а крупные предприятия платят за электроэнергию всего на 10-20% меньше, чем западные промышленники. Одна из ключевых причин диспропорции заключается в низкой эффективности энергетики: чтобы произвести 1 кВт.ч электроэнергии, мы сжигаем в 1,5-2 раза больше газа. При росте цен на газ до 50-60 долл. за 1 000 куб. м российские промышленники будут платить за электроэнергию больше, чем западные, что сделает многие предприятия неконкурентоспособными. Получается парадокс: энергоемкие производства оказываются убыточными при низких по мировым меркам ценах на сырье. Решением проблемы может стать повышение эффективности мощностей - реконструкция старых или строительство новых.
        3. Необходимость появления новых мощностей для развития промышленности. Для новых промышленных предприятий вопрос об IPP стоит еще более остро. Например, в Московской области стоимость подключения к системе Мосэнерго равна 1100 долл./кВт, а строительство новых мощностей обходится в 700 долл./кВт. При этом тариф Мосэнерго 5-6 центов за кВт.ч, IPP же может обеспечить тариф 3-4 цента.
        4. Контракт с потребителем эффективнее контракта с государством. Ключевым фактором для IPP являются гарантии на покупку электроэнергии (offtake contract). Формально корпорация не может иметь кредитный рейтинг выше странового. Однако опыт показал, что российское правительство менее надежный кредитор, чем крупная промышленность: в частности, в 1998 г. государство отказалось выполнять свои обязательства, а нефтяные, металлургические и прочие крупные компании исправно платили по счетам.
        Сейчас под контракт с крупным промышленным предприятием можно получить кредит на 50-100 базисных пунктов (0,5-1%) выше, чем получило бы само предприятие. Государственные гарантии на 10-15 лет снизят этот показатель несущественно, но потребуют значительных усилий по преодолению бюрократических препятствий.
        5. Низкие оптовые тарифы при высоких spark-spreads (стоимость переработки газа в электроэнергию). Цены на электроэнергию в России действительно ниже, чем в Европе или США, что обычно приводится как аргумент против строительства новых мощностей. Однако, если проанализировать тариф с учетом стоимости газа и сравнить только добавленную стоимость, которая формируется в энергетике, или тариф за вычетом стоимости газа, необходимого для производства электроэнергии (spark-spread), вывод будет совсем другой. На российском оптовом рынке этот показатель составляет 10-12 долл./МВт.ч, в США - 3-15, в Европе - 10-18.
        Достаточным для нового строительства считается уровень spark spread, равный 15- 18 долл. Таким образом, цена сложившаяся на оптовом рынке, не может пока оправдать новое строительство, но способна оправдать модернизацию, так как она на 30-40% менее капиталоемка, чем новое строительство.
        На розничном рынке этот показатель составляет для отечественных предприятий 20-30 долл./МВт.ч. Следовательно, возведение станции рядом с промышленным потребителем является делом выгодным, что подтверждается наличием у промышленников большого числа проектов строительства собственных мощностей.
        6. Встраивание контрактов в рынок. Строго говоря, IPP не вступает в противоречие с рынком электроэнергии: они тоже участники рынка. Двусторонний договор - это такой же рыночный инструмент, как покупка на рынке "на сутки вперед". Конфликт, о котором идет речь в статье, затрагивает проблему stranded costs, когда до либерализации рынка государство дает гарантии по ценам и объемам независимых производителей. Например, в Турции государство гарантировало некоторым гидрогенераторам тариф 8- 12 центов за 1 кВт.ч, выступая при этом в роли закупщика. Однако при переходе к рынку возник вопрос о том, кто будет компенсировать разницу между обещанными 12 центами и рыночной ценой в 5 центов.
        Если договор заключен между двумя частными компаниями, проблемы нет: потребитель может сознательно закладывать в контракт цену более высокую, чем на рынке, так как он покупает долгосрочный источник энергии (мощность) и не несет риска колебаний стоимости, а цены на рынке в периоды дефицита электроэнергии могут возрастать в сотни раз. Производитель также не обязан генерировать электроэнергию (если контракт - так называемый load following contract - это не предусматривает). Когда цена на рынке ниже переменных затрат поставщика, он останавливает свою станцию, покупает энергию на рынке и перепродает ее.
        Таким образом, в России есть все предпосылки для появления IPP, работающих на основе прямых договоров с крупными потребителями, в частности:
  • большой спрос на модернизацию мощностей;
  • значительная доля крупных независимых контрагентов в потреблении;
  • достаточно высокий уровень тарифов (с корректировкой по цене топлива);
  • рост странового и как следствие корпоративных кредитных рейтингов.     Проблемы
        1. Газ. Сегодня промышленные предприятия часто не могут расширяться из-за дефицита мощностей. В Московской области до майской аварии удовлетворялось примерно 10% заявок на новые подключения, а после Мосэнерго объявило на них мораторий. IPP-проекты здесь необходимы, однако главной проблемой остается покупка газа. Крайне сложно получить даже нелимитный газ по 60 долл. за 1000 куб. м, лимитный - невозможно. При избытке газа в стране, когда независимые производители готовы поставлять до 150 млрд куб. м, и огромных объемах экспорта отсутствие реформы рынка газа тормозит развитие не только энергетической отрасли, но и экономики в целом.
        2. Законодательство. Для IPP требуется прозрачное законодательство, гарантирующее легитимность долгосрочных контрактов. Сегодня, например, можно столкнуться с парадоксальной ситуацией, когда тариф, установленный генератором для потребителя, который не включен в сеть, нужно нести в РЭК на утверждение. Однако у РЭК есть своя система расчета тарифа. Кроме того, РЭК утверждает тариф всего на 1 год, а для IPP-проекта нужен, как правило, 20-30-летний контракт (для сравнения: в Исландии контракт между генератором и алюминиевым заводом заключается на 30 лет с возможность его продления еще на 30).
        Модель реформы предполагает наличие двусторонних договоров, однако и здесь риски достаточно высокие. Например, модель регулируемых двусторонних договоров предусматривает фактическую экспроприацию имеющихся у промышленников блок-станций, так как эти станции вынуждают продавать электроэнергию не собственникам, а другим потребителям по тарифу, близкому к себестоимости, что означает отсутствие экономической выгоды. Очевидно, что наличие подобных рисков делает новое строительство невозможным.
        Описанные административные риски приводят к росту стоимости заемных средств на 4-5%, а значит, и к увеличению цены на электроэнергию примерно на 20-30%.
        3. Отсутствие кредитоспособных сбытовых компаний. Толчком для развития IPP должно стать появление надежных независимых сбытовых компаний, консолидирующих спрос мелких потребителей и способных гарантировать генератору потребление на 15-30 лет. Однако сегодня их формирование только начинается. У сбытовых компаний, выделенных из АО-энерго, нет ни кредитной истории, ни опыта работы. Поэтому их создание и выработка четких "правил игры" на розничном рынке должны стать серьезным стимулом для развития независимой генерации.
        Выводы
        Крупные промышленные предприятия являются гораздо более эффективными контрагентами для IPP, чем государство или системный оператор. Контракты с крупными потребителями - это рыночной подход к формированию сферы IPP; договоры с государственными структурами или контракт с СО, по сути, представляют собой возврат к системе перераспределения инвестиционных ресурсов государством: потребитель примет более эффективное решение, чем чиновник или диспетчер, поскольку лучше знает, где ему нужны мощности, какие и по какой цене. Как показывает мировой опыт, СО может выступать в роли заказчика небольшого объема пиковых мощностей для поддержания надежности системы в целом.
        Уровень цен на электроэнергию уже сегодня позволяет реализовать такую модель при условии решения ряда ключевых проблем: реформы рынка газа и принятия законодательных актов, касающихся двусторонних договоров.
        В данный момент дефицит эффективных мощностей заметно тормозит развитие экономики в целом, особенно в Московском регионе.
        В такой ситуации модель IPP, где контрагентами смогут выступить потребители, станет самым разумным решением. Единственной реальной альтернативой описанной модели является строительство потребителями собственных мощностей - значительно менее эффективный и более дорогой вариант как для предприятий, так и в целом для страны.
  •     Примечание
        1 Тналин А. Инвестиции в привлекательность // ЭнергоРынок. - 2005. - № 6.
        2 См. Веселов Ф., Волкова Е., Макаров А. Обеспечение устойчивого развития электроэнергетики России в условиях рынка // ЭнергоРынок. - 2004. - № 10.
        3 Негашева Ю. Основные позиции инвестирования // ЭнергоРынок. - 2004. - № 10.
        4 Там же.
        5 Воропай Н., Труфанова В., Шевелева Г. Принципы инвестиционной политики в электроэнергетике России // ЭнергоРынок. - 2004. - № 10.
        6 Woolf F., Halpern J. Integrating Independent Power Producers into Emerging Wholesale Power Markets. November 2001.
        7 Lamech R, Saeed K. Private Power Investors in Developing Countries Survey 2002 - Preliminary Findings The World Bank Energy Forum 2002 June 5, 2002 Washington, DC.
        8 Сидорочева Н. Механизм гарантирования инвестиций на переходном этапе реформирования электроэнергетики // ЭнергоРынок. - 2004. - № 10.

  •  
    Оставить комментарий
    Добавить комментарий анонимно, введите имя:

    Введите код с картинки:
    Добавить комментарий как авторизованный посетитель: Войти в систему