Системные риски при управлении проектами строительства тепловых электростанций

 

Автор

Осика Лев, Начальник управления по развитию энергетики ЗАО "Объединенная металлургическая компания"

 

    В результате подъема экономики России и рыночных преобразований энергетики в нашем обществе стало популярным обсуждение строительства источников электрической энергии, в т. ч. тепловых электростанций (ТЭС). При этом одним из главных достижений реформы отрасли провозглашаются появившиеся возможности притока частных инвестиций в развитие генерации.
    В то же время грандиозные планы ОАО "РАО "ЕЭС России"" по реализации своей постоянно увеличивающейся инвестиционной программы пока находятся на начальной стадии, частные инвесторы пытаются создать что-то новое в энергетике через покупку акций ОГК и ТГК, а реально независимые станции строятся только крупными энергоемкими потребителями на своих территориях. Такая ситуация вполне оправдана: несмотря на оптимистичные прогнозы идеологов рыночных реформ, риски нового строительства ТЭС чрезвычайно велики, носят системный характер и вследствие этого являются неустранимыми в сложившейся рыночной парадигме. Это объясняется не столько общим политическим и экономическим климатом или недостатками законодательства, сколько особым характером энергетики как принципиально системной отрасли с чрезвычайно жесткими обратными внутренними связями, трудно управляемой динамикой производства и многочисленными внешними ограничениями.
    Остановимся на некоторых проблемах нового строительства ТЭС с точки зрения традиционной теории и практики инвестиционного процесса в условиях рыночной экономики. При этом будем опираться на известные определения риска1 в широком и узком смысле этого слова. Какая бы ни была принята классификация рисков, как бы ни идентифицировался риск, он всегда связан с неопределенностью имеющейся информации, с ошибками в оценке текущих и особенно будущих параметров расчетной модели. Кроме того, имеет место еще один весьма специфический вид неопределенности - непредсказуемость бюрократии (действий чиновников, объемов и сроков прохождения документов и т. п.).
    Разработка инвестиционного проекта предполагает планирование во времени на весь его жизненный цикл трех основных видов денежных потоков: потока инвестиций, потока текущих (операционных) платежей и потока поступлений. Значения каждого вида определяются целым рядом принятых исходных данных, которые носят принципиально вероятностный характер, т. е. являются случайными величинами. На практике трудности операций со случайными величинами обходят различными эмпирическими и упрощенными математическими способами (например, методом минимаксных оценок).
    При реализации проекта ТЭС следует выделить два аспекта неопределенности, причем если первый из них является общим для всех реальных инвестиционных проектов, то второй проявляется только на настоящем этапе реформирования отрасли:
    I. Исходя из общеэкономических соображений, цена и объемы реализуемой продукции, цены на сырье и материалы и прочие денежно-стоимостные параметры среды по факту их осуществления в будущем могут сильно разниться с предполагаемыми плановыми значениями, которые оцениваются с позиций сегодняшнего дня. Здесь можно привести слова известных специалистов Алексея Недосекина и Кирилла Воронова (консультационная группа "Воронов и Максимов"): "Неустранимая информационная неопределенность влечет за собой столь же неустранимый риск принятия инвестиционных решений. Всегда остается возможность того, что проект, признанный состоятельным, окажется de facto убыточным в силу того, что достигнутые в ходе инвестиционного процесса значения параметров отклонились от плановых, или же какие-либо факторы вообще не были учтены. Инвестор никогда не будет располагать всеобъемлющей оценкой риска, поскольку число разнообразий внешней среды всегда превышает управленческие возможности принимающего решения лица, и весьма вероятно воплощение слабоожидаемого сценария развития событий (любая катастрофа, к примеру), который, будучи неучтенным в проекте, тем не менее, может состояться и сорвать инвестиционный процесс".
    II. Существует несколько следующих групп рисков, которые присущи только энергетике и только в условиях либерализации экономических отношений, сходной с процессами в других отраслях народного хозяйства:
    1. Риски объемов продаж электроэнергии и мощности в течение всего инвестиционного периода, который в соответствии с современными подходами к экономической оценке инвестиций равен времени от начала проектирования станции до ее ликвидации. Эти риски связаны не только с динамикой спроса на электроэнергию, но и с конкурентным окружением - существующими, строящимися и планируемыми к строительству станциями других собственников.
    Уже на этапе инициации и подготовки концепции проекта ("feasibility study" - "анализ технической осуществимости и экономической целесообразности") необходимо не только с высокой степенью достоверности знать, в каком регионе и в каком объеме будет востребована генерирующая мощность, но и прогнозировать загрузку станции по электроэнергии на десятилетия вперед. Это следует делать в условиях предполагаемой свободной конкуренции между собственниками ТЭС, когда, исходя из рыночных принципов, любой другой инвестор может построить более конкурентоспособную станцию и вытеснить ранее построенную ТЭС из торгового графика. Кроме того, существенной угрозой для инвестора могут также являться планы строительства станций со стороны компаний, тем или иным образом подконтрольных государству: АЭС, ГЭС, ТЭС, а также обществ с большой долей участия Газпрома и, возможно, СУЭКа. Учитывая роли государства и Системного оператора в функционировании сетевого комплекса, обеспечить честную конкуренцию между независимым инвестором и вышеназванными собственниками прочей генерации не удастся ни при каких обстоятельствах.
    2. Риски прогноза цен на электроэнергию одновременно с прогнозом загрузки станции определяют состоятельность оценки потока реальных денег (cash flow) проекта.
    Несмотря на теоретическую возможность прогноза узловых цен с помощью расчетной модели и учета макроэкономических показателей (уровня либерализации рынка электроэнергии, дефлятора ВВП, динамики роста цен на топливо и т. д.), данная задача не имеет сколько-нибудь строгого решения в силу многообразия сценариев, обусловленных различными вариантами развития конкурирующих станций и сетей. С другой стороны, никаких внятных ценовых сигналов с существующего оптового рынка on-line для определения объема и места размещения источника электроэнергии на перспективу от начала эксплуатационной стадии проекта до завершения его жизненного цикла не поступает.
    В то же время применение статистических моделей динамики цен, используемых с разной степенью обоснованности многими аналитиками, корректно только для усредненных оценок, базирующихся на различных реализациях фундаментального закона больших чисел. Следовательно, имеют право на существование только прогнозы среднегодовых цен на электроэнергию, усредненных по территориям крупных энергорайонов. При этом установление границ этих районов для данных целей является отдельной сложной задачей.
    3. Риски топливообеспечения - один из важнейших факторов, влияющих на показатели эффективности инвестиций в ТЭС. Речь идет об альтернативе "газ - уголь", которая возникла с окончанием "газовой паузы" при неблагоприятных перспективных балансах добычи и отпуска потребителям российского природного газа.
    Вопрос выделения природного или попутного газа повсеместно (в том числе в газодобывающих регионах) на сегодняшний день стал ключевым при принятии инвесторами решения о начале реализации проекта. Никаких установленных правил, позволяющих заключить долгосрочный контракт на поставку газа, кроме общеизвестного административного ресурса в Газпроме, не существует.
    При этом в условиях наличия сверхмощного газового монополиста, несомненно, возникнет ситуация, когда Газпром целенаправленно будет строить собственные газовые станции, цена топлива на которых будет иной, чем при поставке сторонним потребителям.
    4. Риски ограничений развития ТЭС со стороны электросетевого комплекса и Системного оператора также относятся к взаимоотношениям с государственными энергетическими структурами.
    Стоимость сетевого строительства, если ее определяет инвестор, может ощутимо увеличить стоимость проекта. Так, например, в Центральной Сибири удельные капитальные затраты на 1 км ЛЭП-500 кВ могут достигать 500-700 тыс. долл. В таких условиях выполнение технических мероприятий по присоединению к энергосистеме является риском с точки зрения окупаемости вложений, особенно с учетом того, что процесс получения технических условий и заключения договора на присоединение обычно начинается через пять-шесть месяцев со дня инициации проекта и может длиться в течение года.
    5. Административно-бюрократические риски связаны с узаконенными процедурами оформления разрешительной документации на строительство ТЭС (с учетом их классификации в качестве опасного производственного объекта), обычаями делового оборота и особенностями поведения конкретных чиновников. Они отражаются не столько на затратах, сколько на сроках получения разрешения на строительство. На сегодня, по данным ООО "Интертехэлектро - Новая генерация", данный срок при условии строгого следования всем действующим нормативным документам составляет от 18 до 25 мес. Однако на практике строительство может начаться с гораздо более существенной задержкой.
    Анализ рассмотренных рисков показывает, что независимый инвестор при строительстве крупных ТЭС не может управлять рисками так, чтобы обеспечить приемлемую среднюю рискоопасность инвестиционных проектов по экономике страны в целом. Это обусловлено институциональным характером рисков и системными проблемами всего топливно-энергетического комплекса.
    В силу данных причин "независимые" инвестиции в новое строительство любой электростанции большой мощности или в существенное расширение действующих станций возможны только при условии жесткого государственного территориального планирования и четкого макроэкономического регулирования топливно-энергетического баланса. Опыт показывает, что в главном конкурентном виде деятельности в электроэнергетике - тепловой генерации - должны быть соблюдены следующие принципы:

  • при выборе вариантов покрытия дефицита мощности необходима глобальная оптимизация ЕЭС, включая учет различных видов генерирующих источников, электрических сетей и транспорта топлива;
  • вид генерации и ее размещение не могут определяться только классическими рыночными параметрами - они должны основываться на государственной политике освоения энергоресурсов, развития территорий и отраслей народного хозяйства;
  • топливно-энергетический баланс должен иметь не познавательный, а обязательный характер.
        Данные принципы должны быть реализованы с помощью прозрачного и эффективного механизма частно-государственного партнерства, развивающегося при углублении рыночных преобразований электроэнергетики. Одним из вариантов такого механизма является известный механизм гарантирования инвестиций (МГИ). Примером другого подхода может служить ситуация такой жилищной застройки, когда муниципальные органы продают готовые площадки со всеми подведенными коммуникациями и решенными вопросами по ресурсообеспечению будущих домов. Так, федеральные и (или) региональные административные органы могут предоставлять будущим инвесторам на конкурсной основе земельные участки под строительство ТЭС с гарантией строительства электрических и тепловых сетей, выделения топлива, водообеспечения. Вопрос гарантий будущей загрузки станции более сложен: он может решаться явным образом, как в МГИ, или неявно, т. к. предоставление площадки с указанием мощности станции и сроков ее ввода должно быть результатом оптимизации развития генерирующих мощностей с учетом прогнозных балансов.
        На сегодняшний день в России единственной нишей классических рыночных инвестиций в "независимую" генерацию является строительство малых и средних ГТУ и ПГУ ТЭЦ и КЭС, приближенных к потребителям электрической и тепловой энергии. Это обусловлено возможностями заключения долгосрочных договоров на поставку энергии с крупными потребителями или с муниципальными сбытовыми компаниями под гарантии местной администрации. Кроме того, при строительстве малых и средних электростанций облегчается (но зачастую не решается) вопрос выделения лимитов природного газа.
        Сложность строительства ТЭС диктует необходимость применения системной инженерии, которая позволяет традиционными методами на прединвестиционной стадии проекта определить его перспективность и эффективность. Однако риски реализации проектов в любом случае остаются достаточно серьезными. В то же время жизненные реалии современной российской энергетики дают основания сделать следующий вывод: риски строительства малых и средних ТЭС при правильном выборе топлива оправданы при учете фактора скорости - иными словами, выиграет тот, кто построит энергоисточник быстрее (чаще всего по сравнению с ТГК, подконтрольными РАО "ЕЭС России").

        Выводы
        1. Независимые инвестиции в развитие мощных ТЭС связаны с управлением рисками, обусловленными особенностями энергетических систем, территориальным планированием, складывающимися топливно-энергетическими балансами, необходимостью корректного прогноза загрузки и наличием мощного окружения подконтрольных государству генерирующих компаний и инфраструктурных организаций.
        2. Системные риски независимых инвестиций в строительство мощных ТЭС нельзя устранить или ослабить в условиях господствующей в настоящее время философии рыночных преобразований энергетики.
        3. На сегодняшний день основной задачей является внедрение в энергетику достаточно жестких механизмов среднесрочного и долгосрочного планирования балансов электроэнергии и мощности, а также топливно-энергетических ресурсов.
        4. Опыт ООО "Интертехэлектро - Новая генерация" указывает на перспективность инвестиций в строительство ТЭС малой и средней мощности (в особенности с комбинированной выработкой тепловой и электрической энергии) в условиях заключения долгосрочных договоров на сбыт энергии и поставку топлива. В этом случае возможно организовать проектное финансирование строительства, а также уменьшить все рассмотренные группы рисков.

  •