Риски реализации Генеральной схемы

 

Авторы

Веселов Федор, зав. лабораторией моделирования конъюнктуры и регулирования энергетических рынков Института энергетических исследований РАН, к. э. н.

Макарова Алла, Зав. лабораторией научных основ развития энергетики Института энергетических исследований РАН, к. э. н

 

    Хроника событий.
    Ожидания и результаты

    Два последних года (2006-2007) стали "переломными" для преобра-зований в электроэнергетике. К сожалению, в течение долгого (на наш взгляд - недопустимо долгого) времени проблемы развития отрасли были вне фокуса реформы, ориентировавшейся на классическую схему "конкуренция привлечет инвестиции". Однако в реальности инвестиционные вызовы оказались гораздо более актуальными и масштабными.
    С такими вызовами не сталкивался ни один из уже работающих либерализованных рынков энергии в мире, а их осознание привело к серьезной корректировке стратегии и тактики перемен и переходу к так называемой "инвестиционной фазе" реформы, главной целью которой дол-жно стать налаживание системы уп-равления инвестиционными процессами в условиях конкурентной среды.
    Инвестиционные решения требуют обширных прогнозных горизонтов. Именно поэтому в течение 2006-2007 гг. впервые после длительной паузы государством совместно с РАО "ЕЭС России" был организован цикл отраслевых прогнозных работ на перспективу 15-30 лет, составной частью которого стала и Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2020 г. (далее - Генеральная схема).
    Создание Генеральной схемы было инициировано Правительством РФ в декабре 2005 г., а уже в начале 2006 г. развернулась практическая работа с участием структур РАО "ЕЭС России" (ЗАО "АПБЭ"), отраслевых проектных центров (ОАО "Энергосетьпроект", ОАО "Инженерный центр"), академических институтов (ИНЭИ РАН).
    Зачем эта работа вообще была начата? Целью Генеральной схемы являлось отнюдь не формирование еще одного прогноза развития электроэнергетики, уточняющего параметры прежней Энергостратегии.
    В ходе ее подготовки должна была быть выполнена детальная оценка перспектив возможного размещения общесистемных1 объектов генерации в регионах страны, а также сооружения основных ЛЭП, входящих в состав Единой национальной электрической сети (ЕНЭС).
    Что это дает на практике? Во-первых, территориальная "привязка" крупных проектов позволяет решить традиционно острый для России "вопрос о земле", обеспечив заблаговременное резервирование площадей под энергообъекты. Во-вторых, создается мощный импульс для необходимых предпроектных работ (инвестиционные предложения, обоснования инвестиций). Оба эти результата оказывают определяющее влияние на принятие долгосрочных решений, снижая сроки и стоимость подготовки проектов, но вместе с тем формируя "поле" для выбора инвестиционных возможностей, повышают адаптивность стратегий развития компаний к изменению внешней среды (за счет вариантов маневра отложенными решениями).
    Почему так долго? В течение 2006-2007 гг. Генеральная схема фактически была выполнена трижды (!). Необходимость новых итераций диктовалась решениями Правительства РФ по целевым уровням электропотребления, по динамике цен на газ, по инвестиционным программам развития в атомной энергетике и в компаниях РАО "ЕЭС России". На завершающем, четвертом этапе почти девять месяцев параметры Генеральной схемы проходили согласование на межотраслевом (Газпром, угольные компании, ОАО "РЖД") и региональном уровнях (в федеральных округах).
    Итоговый документ был одобрен Правительством РФ только в феврале 2008 г.2. Но за эти два года изменилось и отношение к Генеральной схеме: и на государственном, и на экспертном уровне она рассматривается уже как генеральный план развития отрасли - с гораздо более детерминированным восприятием заявленных проектов. Вместе с тем такая позиция связана не только с б льшими обязательствами для инвесторов, но и с б льшими рисками выполнения этих обязательств, а эффективное прогнозирование и управление рисками реализации Генеральной схемы становятся решающими факторами ее успеха.

    Риски завышенных ожиданий
    Завышенные ожидания - пожалуй, именно так можно оценить ряд исходных параметров, под которые сформированы варианты развития электроэнергетики и размещения электростанций и сетевых объектов.
    Это в первую очередь относится к оптимистичным прогнозам электропотребления. Как показано на рисун-ке 1, ожидаемые приросты электропотребления с 2006 по 2020 гг., принятые в Генеральной схеме, почти в полтора раза выше, чем уровни, рассматриваемые МЭРТ РФ в Концепции социально-экономического развития Российской Федерации на период до 2020 г. [1]
    Еще более значимые расхождения проявляются в региональных прогнозах электропотребления, выполненных по операционным зонам ТГК, объединяющим, как правило, несколько субъектов Федерации (табл. 1). Динамика этого роста в период до 2020 г. в каждой операционной зоне очень неравномерна по пятилетиям, неодинаковы и темпы роста спроса в различных зонах. С определенной условностью можно выделить три группы зон с качественно несхожими тенденциями увеличения электро-потребления:

  • зоны с высокими темпами роста (ТГК-1, ТГК-3, ТГК-10), на которые в 2006 г. приходилось 28% внутреннего спроса в стране;
  • зоны со средними темпами роста (ТГК-4, 6, 7, 8, 11, 14), составившие в 2006 г. до 29% от объема внутреннего рынка;
  • зоны с умеренными темпами роста (ТГК-2, 5, 9, 12, 13), формирующие в сумме еще около 26% суммарного электропотребления в 2006 г.
        Разница в динамике роста региональных рынков напрямую влияет на потенциал развития компаний (особенно - ТГК, работающих в одной операционной зоне), и завышенные ожидания спроса предельно обостряют конкуренцию инвестиционных проектов друг с другом и с действующими мощностями за "место в балансе". Даже при переходе от базового (нижнего) варианта Генеральной схемы к инновационному (верхнему) сценарию МЭРТ РФ "лишняя" новая мощность к 2020 г. составит 12 ГВт, т. е. три новых атомных или угольных станции.
        Помимо спроса Генеральная схема ориентируется на очень масштабные и оптимистичные программы развития ГЭС и АЭС. Риск неполного осуществления этих программ (как по финансовым, так и по техническим причинам) остается очень высоким, и вероятное сокращение вводов новой мощности до 2020 г., как показано на рисунке 2, может составить более 20 ГВт.
        С одной стороны, риски сокраще-ния вводов ГЭС и АЭС и снижения прог--нозного уровня спроса частично компенсируют друг друга. Но, с другой стороны, оба эти фактора "завышенных ожиданий" создают неопределенность в планах развития тепловых станций, необходимые вводы которых к 2020 г. варьируются от 115 до 150 ГВт, т. е. различаются на 30%.

        Экономические риски
        Следующая группа рисков связана с экономикой инвестиционных приоритетов Генеральной схемы. Безусловно, главным источником неопределенности здесь является динамика стоимости газа и угля для электростанций (рис. 3).
        Принятые Правительством РФ решения о выравнивании после 2010 г. внутренних цен на газ с экспортными (за вычетом пошлин и транзитных платежей) должны принципиально изменить сложившуюся ценовую пропорцию "газ/уголь", которая становится одним из важнейших экономических параметров для обоснования структурной перестройки в пользу негазовой генерации.
        Неоднозначность этого соотношения, во-первых, связана с изменением мировых трендов нефтяных цен, к которым "привязаны" экспортные цены на газ, а также экспортных цен на уголь - базового ориентира для наших угольных компаний. Во-вторых, резкий рост мировых цен на нефть увеличивает неясность в выполнении решений по управляемому росту внутренних цен на газ до равновесного уровня. Отдельным вопросом является сам этот равновесный уровень - ориентиром может быть как спотовое равновесие с текущими ценами на рынках Европы (т. е. равная доходность экспортных и внутрироссий--ских поставок газа), так и долгосрочное равновесие, обеспечивающее равную эффективность новых газовых и альтернативных (угольных или атомных) электростанций.
        В-третьих, существенным фактором является тарифная политика государства в сфере регулирования железнодорожных тарифов на перевозку угля с учетом инвестиционной программы ОАО "РЖД" и необходимости расширения транспортных коридоров в целях обеспечения к 2020 г. не менее чем двукратного роста потребления угля на электростанциях. Данный фактор особенно важен для развития угольных электростанций в европейской части страны, где уже сейчас транспортная компонента достигает половины стоимости угля.
        Вторым по значимости источником риска является удорожание строительства электростанций. За два неполных года, прошедших с начала разработки Генеральной схемы, фактическая стоимость новых вводов (по результатам проектных расчетов и проведенных конкурсов на строительство) существенно превысила ее исходные предпосылки (рис. 4). Частично это обусловлено общемировым растущим трендом цен на оборудование, но также отражает и естественную рыночную реакцию поставщиков на заявленную масштабную программу развития электроэнергетики.
        К сожалению, в сложившейся рыночной ситуации ОГК и ТГК оказываются пока не в состоянии "говорить на равных" с поставщиками. Для ведущих энергомашиностроительных концернов запросы инвестиционной программы каждой отдельной генкомпании - всего лишь штучные или мелкосерийные заказы с поставкой по наиболее высокой цене (включая затраты на последующее обслуживание). В отсутствие "эффекта масштаба" при реализации инвестпрограмм ОГК и ТГК действительно теряют деньги.
        Ставший модным формат реализации инвестиционных проектов в рамках EPC/EPCM-контрактов "под ключ" пока также не может эффективно сдерживать рост стоимости вводов. Высокие риски генподрядчика находят отражение в увеличении затрат на реализацию проекта с учетом будущих штрафов за почти неизбежные в нынешних условиях отклонения от жестких сроков или технических параметров. По оценкам экспертов [1], подобное удорожание для проектов "под ключ" составляет не менее 20-30%. При таком уровне рисков электроэнергетика уже сталкивается с растущей межотраслевой конкуренцией: подрядчикам выгоднее и спокойнее работать на альтернативных проектах в металлургии, горнорудной промышленности, нефтепереработке и т. д.
        Топливные затраты и капиталовложения решающим образом влияют на конкурентоспособность разных типов электростанций. Экономические оценки, полученные на базе актуализированных прогнозов стоимости
        топлива и укрупненных показателей удельных капиталовложений, дают основание предположить (рис. 5), что при заявленной ценовой политике на рынке газа может быть решена главная стратегическая задача в электроэнергетике - достижение равноэффективности новой газовой, угольной и атомной генерации.
        Вместе с тем из-за неопределенности в отношении как цен и условий поставки топлива, так и стоимости строительства энергоблоков на существующих или новых площадках в различных регионах, риски реализации конкретных инвестиционных проектов остаются достаточно высокими, а в ряде случаев - неприемлемыми для новых собственников генкомпаний. Наиболее заметными примерами ста-ли решения новых владельцев ОГК-3 и ТГК-3 о значительной корректировке состава и сроков выполнения проектов; другим показательным событием является пересмотр программ вводов на Верхнетагильской и Южно-Уральской ГРЭС с переориентацией на парогазовые блоки вместо ранее планировавшихся угольных.
        Наконец, необходимо помнить о появлении всего через несколько лет еще одного серьезного экономического риска, вызванного усилением мер по сдерживанию и снижению эмиссии пар-никовых газов в "посткиотский" период (в частности, введение штрафов за эмиссию СО2). Как свидетельствует европейский опыт, переход к активному экономическому стимулированию сокращения выбросов парниковых газов может принципиально изменить систему инвестиционных при-оритетов в электроэнергетике.

        Риски финансового обеспечения Генеральной схемы
        Суммарные вложения в электро-энергетику до 2020 г. по базовому варианту Генеральной схемы составят 20,7 трлн руб. При этом более 2/3 всех запланированных вложений приходится на созданные в ходе структурной реформы в отрасли компании "государственного сектора" (рис. 6), объединяющего атомную и гидрогенерацию, а также сетевую инфраструктуру и систему диспетчерского управления [3]. Сохранение и усиление стратегического контроля государства в этих компаниях с неизбежностью потребует его активного участия в управлении их развитием, а также в финансовом обеспечении инвестиций. Как ни странно, но после РАО "ЕЭС России" именно государство станет ведущим инвестором в электроэнергетике.
        Готово ли оно играть такую роль, которая вызовет необходимость, во-первых, увеличения прямых бюджетных вложений в отрасль (ФЦП, средства инвестиционного фонда, приумножение долей в уставных капиталах) и, во-вторых, выстраивания активной кооперации с частным капиталом в формате го-су-дарственно-частного партнерства, проектного финансирования и проч.?
        Не более четверти требуемых капиталовложений в электроэнергетике удастся обеспечить за счет амортизационных отчислений - существующий уровень износа основных фондов не формирует достаточного финансового ресурса для их воспроизводства. По-этому основную часть капиталовложений придется покрывать за счет привлечения внешних инвестиций и заимствований, а также коммерческой прибыли. В то же время потенциал этих финансовых источников напрямую зависит от результатов деятельности компаний на рынке электроэнергии.
        Проблема финансового обеспечения становится особенно острой для тепловой генерации - приватизируемого сектора, функционирующего в условиях конкурентной среды. Объем капиталовложений в развитие ТЭС до 2020 г. в базовом варианте Генеральной схемы обозначен в размере 6,5 трлн руб., но возможности финансирования данной части программы пока не гарантированы даже на ближайшее пятилетие.
        В качестве одного из основных источников в новой модели финансирования инвестиционных программ тепловой генерации рассматриваются средства от продажи акций ОГК и ТГК. К марту 2008 г. общий объем выручки от приватизации этих компаний превысил 750 млрд руб. Но реальные инвестиционные ресурсы ОГК и ТГК получили только в результате размещения допэмиссии своих акций - около 450 млрд руб.3 Это менее 30% планируемого объема капиталовложений, приходящегося на сегмент ТЭС до 2010 г. Примерно 270 млрд руб. (или 17% от потребности) компаниям удастся привлечь из собственных ресурсов (амортизационных отчислений и прибыли). В сумме два указанных источника не обеспечивают и половины необходимых средств, и менеджменту ОГК и ТГК уже в ближайшие годы придется кратно увеличивать программы внешнего финансирования, предлагая кредиторам и инвесторам более выгодные условия вложений по сравнению как с компаниями государственного сектора, так и с предприятиями других отраслей.
        Сегодняшняя волна приватизации в электроэнергетике, в ходе которой инвесторы-пионеры готовы платить "премию за контроль", снимает отложенный спрос на активы отрасли. В будущем, вновь выходя на рынки капитала, ОГК и ТГК встретятся с гораздо более жесткими требованиями к соотношению "доходность/риск", особенно - при работе с традиционно консервативными кредитными ресурсами. Какие гарантии в новых рыночных условиях в состоянии предложить генкомпании, за счет чего они могут быть конкурентоспособными на рынках капитала?

        Ценовые риски реализации Генеральной схемы
        Единственной гарантией пока является архитектура создаваемой системы спотовых и контрактных конкурентных рынков, обеспечивающая эффективную трансляцию основных рисков инвесторов в цену электроэнергии.
        Так, рынок электроэнергии, ориентирующийся на переменные издержки поставщиков, будет поддерживать рост оптовой цены на электроэнергию пропорционально росту цен на топливо для электростанций и, следовательно, компенсирует увеличение топливных затрат при кратном удорожании газа и других видов топлива.
        Создаваемый рынок мощности обеспечивает балансовую востребованность и оплату новой мощности при формировании Системным оператором на годы вперед прогноза потребности в мощности, учитывающего неопределенность уровней и режимов электропотребления в регионах (зонах свободного перетока). При этом стоимость отклонений от прогнозной потребности определяется стоимостью строительства новых мощностей. Запуск этого рынка в условиях дефицита предложения обусловит рост оптовых цен до уровня, делающего коммерчески эффективным ввод необходимых дополнительных мощностей.
        Наконец, еще одной составляющей доходов генерирующих компаний станет участие в рынке системных услуг. Основной функцией данного рынка является формирование конкурентной цены системной надежности энерго-снабжения в рамках ЕЭС России, включающей затраты на ведение режима и использование мощности режимных генераторов, прежде всего - ГЭС и ГАЭС, в ряде случаев - пиковых газотурбинных установок, наименее экономичных газомазутных блоков, а также контрактные обязательства по новым мощностям, вводимым в рамках механизма гарантирования инвестиций (МГИ). Оплата системных услуг гарантируется посредством регулируемого тарифа Системного оператора. По предварительным оценкам, эта составляющая оптовой цены будет минимальной (фактически - нулевой) в восточной части ЕЭС из-за больших избытков мощности действующих ГЭС, но в европейской части ЕЭС она может достичь 0,4-0,6 цента/кВт.ч (по курсу доллара 2007 г.).
        В целом постреформенная конфигурация отраслевого рынка действительно создает крайне привлекательные условия для инвесторов, обеспечивая очень высокий уровень защиты их вложений от низкой доходности или убыточности [2]. Но обратной стороной медали является непременное требование роста цены на электроэнергию.
        Целевой уровень оптовой цены при переходе к полной конкуренции и с учетом необходимости масштабных инвестиций будет определяться долгосрочными предельными затратами на производство мощности и энергии. Возможный ценовой диапазон (по курсу 2007 г.), представленный на рисунке 7, получен на основе прогнозов роста цен на топливо и стоимости вводов, актуализированных по результатам конкурсов 2007 г. В среднем по стране уже к 2015 г. оптовая цена на электроэнергию (с учетом системных услуг) может удвоиться (в реальном выражении) и составит 6,0-6,6 цента/кВт.ч, а к 2020 г. вырастет до 6,5-7,1 цен-та/кВт.ч. Причем оптовые цены на электроэнергию в европейской части России (Центр, Урал) уже к 2015 г. способны приблизиться к ценам в Европейском Союзе. Это создает отечественным производителям реальный риск потери конкурентоспособности и, безусловно, является главным политическим риском для реализуемой модели финансирования Генеральной схемы и для реформы как таковой [1].
        Можно ли минимизировать данный риск, не допуская, чтобы рост конкуренции в отдельной отрасли (электроэнергетике) привел к падению конкурентоспособности экономики страны в целом? По нашему мнению, для этого необходима разработка новых принципов и механизмов системы управления в электроэнергетике, ориентированных на снижение рисковой премии в цене электроэнергии за счет иных (не только ценовых) механизмов стимулирования инвестиций в конкурентных секторах, прежде все-го - в секторе тепловой генерации. Спектр таких механизмов очень широк, и ниже перечислены лишь некоторые из них:

  • создание системы регулярного прогнозирования развития отрасли на различные временны е периоды, задающей обоснованные целевые ориентиры и ограничения развития для компаний и направленной на заблаго-временное предупреждение инвес-тиционных рисков, сужение зоны не-определенности в принимаемых долгосрочных решениях;4
  • уменьшение доли инфраструктурных обременений в инвестиционных проектах электростанций (электрических сетей, газопроводов, дорог, социальных объектов);
  • расширение области применения механизма гарантирования инвестиций, обеспечивающего переход от конкуренции поставщиков на рынке к конкуренции инвесторов за проекты с высоким уровнем гарантий по доходам;
  • поддержка инновационных проектов освоения новой техники на электростанциях за счет финансовых схем с разделением рисков при вводе головных блоков (стоимость которых может превышать серийные образцы на 20-30%);
  • переход от импорта готового энергетического оборудования к импорту технологий (инновационная программа в энергомашиностроении) с целью снижения стоимости нового оборудования;
  • административная поддержка и сопровождение инвестиционных проектов, оптимизация процедур согласований, разрешений, экспертиз - для сокращения сроков подготовки инвестпроектов и связанных с этим издержек инвесторов;
  • введение финансово-экономических стимулов приоритетных направлений инвестирования с помощью специальных тарифов, долгосрочных контрактов на энергию и топливо, специальных кредитных программ (со сниженными или субсидируемыми процентными ставками) для инвесторов, решившихся на вложения в проекты с изначально непривлекательным соотношением "доходность/риск".
        С расформированием РАО "ЕЭС России", без малого 15 лет выполнявшего функции "министерства электроэнергетики", сохранение управляемости процессами развития отрасли, эффективная координация инвестиционной деятельности субъ--ектов рынка становятся безусловной сферой ответственности государства. Между тем до сих пор отсутствуют полное законодательное и организационное обеспечение данных функций, не создан порядок регулярного взаимодействия государственных органов, инфраструктурных организаций и энергетических компаний при решении стратегических задач. В этом видится последний по счету, но, увы, не по значимости, организационный риск реализации Генеральной схемы, требующий (прежде всего - от Мин-энерго РФ) неотложной работы над формированием новой конфигурации управления развитием электроэнергетики.

        Литература:
        1. Макаров А. А. Инвестиции в генерирующие компании: оправдывают ли доходы риски? // Электро-Info. 2008. № 1.
        2. Бадалов А., Бин К. Договорные стратегии и работа с EPC-подрядчиками: факторы успеха инвестиционной деятельности российских энергетических компаний // ЭнергоРынок. 2008. № 3.
        3. Веселов Ф. В. Возможности и проблемы финансового обеспечения инвестиционной деятельности в электроэнергетике // Вести в электроэнергетике. 2008. № 2.
        4. Макаров А. А., Веселов Ф. В., Волкова Е. А., Макарова А. С. Методические основы разработки перспектив развития электроэнергетики. Серия: Проблемы развития электроэнергетики России. - М.: ИНЭИ РАН, 2007.






  •