Новым ГЭС нужныориентиры

 

Авторы

Шабалин Андрей, Эксперт департамента стратегиии инвестиционного анализа ОАО «РусГидро»

Шабалина Наталья, Главный эксперт департаментаинвестиционных программ ОАО «РусГидро»

 

    Строительство любой электростанции требует значительных капиталовложений, при этом инвестор должен быть уверен, что проект в обозримом будущем окупится с определенной доходностью. С принятием Правил оптового рынка электроэнергии и мощности энергокомпаниям был дан сигнал о готовности оплачивать проекты строительства новых ТЭС (включенных в перечень ДПМ1), а также АЭС и ГЭС/ГАЭС (включенных в Генсхему2). Но перспективы отрасли в области строительства генерирующих объектов определены лишь на ближайшие пять—шесть лет (выбран перечень станций с вводом в эксплуатацию именно в этот период). Как показывает практика, сроки строительства средних и крупных ГЭС выходят за указанные рамки, и планировать их строительство нужно уже сегодня. Генерирующие компании, не имея соответствующих экономических ориентиров, не могут оценить влияние новых проектов на акционерную стоимость и целесообразность их реализации. Во избежание негативных последствий, связанных с неопределенностью и часто меняющимися ожиданиями, необходимо принять стратегическое решение о будущей структуре генерирующих мощностей и цене, которую готовы заплатить за ее создание.
    Законодательный лаг
    В настоящее время в рамках постановления Правительства РФ от 27.12.10 № 1172 генерирующие компании имеют несколько механизмов, позволяющих обеспечить возврат капитальных вложений в строительство новых станций за счет продажи их мощности:
    1) по свободным договорам;
    2) по договорам, заключенным на основании результатов конкурсов инвестиционных проектов по формированию перспективного технологического резерва (ПТР) мощностей;
    3) по договорам в отношении объектов ДПМ (для ТЭС);
    4) по договорам в отношении объектов, строящихся в соответствии с Программой деятельности ГК «Росатом» и включенных в Ген­схему (для АЭС);
    5) по договорам в отношении объектов, строящихся в соответствии с инвестиционной программой ОАО «РусГидро» и включенных в Генсхему (для ГЭС/ГАЭС);
    6) по договорам в отношении новых АЭС и ГЭС/ГАЭС, определенных по результатам конкурса, проводимого более пяти лет назад до ввода их в эксплуатацию;
    Теоретически новые ГЭС/ГАЭС могут воспользоваться изложенными в п. 1 и 2 способами. К примеру, в 2010 г. доля мощности, поставляемой по свободным договорам, в структуре оптовых продаж ОАО «РусГидро» составляла около 3%. Однако возможности заключения указанных договоров весьма ограниченны, поскольку требуют наличия крупного потребителя (энергоемкое производство), расположенного в непосредственной близости.
    Проведение конкурсов проектов по формированию ПТР направлено в первую очередь на предотвращение дефицита мощности в ЕЭС. И хотя Постановлением Правительства РФ от 07.12.05 № 738 предусмотрен, в том числе, возврат инвестированного в строительство ГАЭС капитала, реализация такого рода проектов с применением указанного механизма маловероятна. Более того, после утверждения Правил проведения конкурсов в новой редакции (от 21.04.10), они еще не проводились. В результате для обеспечения окупаемости строительства новых ГЭС/ГАЭС компании могут воспользоваться механизмами, изложенными в п. 5 и 6. При этом в перечень новых ГЭС/ГАЭС, в отношении которых заключены/будут заключены договоры поставки мощности, составленный наблюдательным советом НП «Совет рынка» в конце 2010 г., включено лишь 5 станций3 со сроком начала поставки мощности в 2011—2014 гг.
    Пунктом 6 предусмотрено проведение отбора инвестиционных проектов строительства ГЭС/ГАЭС с последующим заключением в отношении них договоров поставки мощности. Однако порядок проведения указанного отбора до настоящего времени не определен. Таким образом, в отношении ГЭС (расположенных в ценовых зонах ОРЭМ) со сроком ввода после 2014 г. нет ясности, а генерирующие компании, в планы которых входит строительство ГЭС, из-за существующего пробела в законодательстве не могут рассчитать доходную базу потенциальных проектов и, как следствие, определить их экономическую эффективность. С учетом того, что данный отбор должен проходить более чем за 5 лет до ввода объекта в эксплуатацию, а вероятность проведения отбора в 2011 г. снижается, можно утверждать, что станции, в отношении которых применим данный механизм, будут вводится после 2017 г.
    А нужны ли ГЭС?
    Достаточно ли вышеуказанных пяти станций для покрытия прогнозных потребностей в электроэнергии и мощности? Согласно самым актуальным данным по оценке необходимых масштабов развития гидро­энергетики, приведенным в скорректированной редакции Генсхемы до 2030 г.4, для сбалансированного удовлетворения прогнозируемого спроса на электроэнергию и мощность требуется ввод к 2030 г. 11,8 ГВт в базовом варианте и 15,8 ГВт в максимальном варианте (см. рисунок).
    Часть станций заключила договоры поставки мощности, механизмы которых аналогичны ДПМ в отношении ТЭС. Их мощность составляет лишь 1,5 из 11,8 ГВт, запланированных в базовом сценарии. Если не принимать во внимание станции мощностью менее 100 МВт, которые не названы в Генсхеме, а также станции, расположенные в зонах, не объединенных в ценовые, то перечень рекомендованных к сооружению до 2030 г. новых станций вырисовывается довольно четко (табл. 1).
    Если исключить из рассмотрения Богучанскую ГЭС, строительство которой осуществляется в рамках кластерного проекта «Богучанское энергометаллургическое объединение» (БЭМО), а мощность будет поставляться в основном на строящийся Богучанский алюминиевый завод, то окажется, что свыше 5,5 ГВт рекомендованных к строительству ГЭС/ГАЭС не имеют механизмов, позволяющих обеспечить окупаемость их строительства. Наиболее актуален данный вопрос для станций, ввод которых в эксплуатацию намечен до 2025 г. (их мощность насчитывает 4526 МВт).
    С учетом того, что цикл строительства станций мощностью свыше 100 МВт варьирует в диапазоне от шести до десяти лет (а зачастую превышает указанные сроки) и что разработка проектной и рабочей документации занимает, как правило, еще около двух лет, компаниям для принятия инвестиционных решений необходимо иметь четкое представление в отношении доходной базы проектов уже сегодня. Иначе возможно принятие экономически необоснованных решений либо сдвиг сроков ввода объектов в эксплуатацию.
    К примеру, с 2010 г. ОАО «РусГидро» активизировало работы по проекту строительства Ленинградской ГАЭС. До конца 2011 г. планируется строительство воздушных линий и подстанций для нужд ГАЭС и начало подготовительного периода ее строительства, в начале 2012 г. — получение положительного заключения Главгосэкспертизы по проектной документации, разрешения на строительство объекта. При этом перспективы формирования доходной базы проекта пока неизвестны.
    Зарубежный опыт
    Обратившись к зарубежной практике, приходим к выводу, что основным механизмом стимулирования производителей электроэнергии к реализации проектов строительства новых генерирующих мощностей в развитых странах является заключение так называемых договоров купли-продажи электроэнергии/мощности (PPA5). PPA аналогичны российским ДПМ, которые заключаются в отношении ряда новых ТЭС, в них оговариваются цена и объемы продажи электроэнергии, которая, как правило, осуществляется на принципах take-or-pay (бери или плати), условия финансирования проектов, а также сроки их реализации, которые варьируют от 6 до 20 лет и зависят от сроков окупаемости. Требования могут касаться не только объемов и сроков поставки электроэнергии, но и технических характеристик генерирующего объекта, частоты проведения ремонтных работ и т.д. В случае строительства крупных энергетических объектов сроки PPA могут достигать 30 лет. Кроме того, в договоре можно оговорить возможность его пролонгации.
    В качестве продавца в данных соглашениях обычно выступают независимые производители электро­энергии (IPP6), а в качестве покупателя — коммунальные предприятия, которые зачастую выполняют определенные требования государства в отношении своего «энергетического портфеля» (в части целевого значения доли возобновляемых источников энергии) и могут продавать электроэнергию конечному потребителю.
    Следует отметить, что долгосрочный характер указанных договоров, их стандартная форма и жесткие условия позволяют точно оценить экономическую эффективность проекта, реализуемого в рамках PPA. Более того, они будут служить своего рода гарантом при привлечении компанией-инициатором проектного финансирования в банке. В результате заключение PPA остается самым эффективным способом реализации проектов в электроэнергетической отрасли.
    Цена вопроса
    Какова цена окупаемости проектов строительства новых ГЭС/ГАЭС и готовы ли государство и потребители платить компаниям за их реализацию?
    Толчком к определению цен окупаемости ГЭС стали цены на мощность Зарамагских и Кашхатау ГЭС, поставляемую в 2011 г. по договорам купли-продажи мощности новых ГЭС/ГАЭС7. Рассчитанные в соответствии с утвержденным порядком, предусматривающим компенсацию ранее вложенных средств в течение 25 лет с базовой доходностью 10,5%, в 2011 г. они составили 1624 тыс. руб./МВт в месяц для Зарамагских ГЭС и 2523 тыс. руб./МВт в месяц для Кашхатау ГЭС.
    Кроме того, можно рассчитать цену на мощность для различных ГЭС, которая бы обеспечила их окупаемость, исходя из заранее определенных предпосылок, в том числе по:

  • удельной стоимости строительства 1 кВт установленной мощности;
  • срокам строительства станций;
  • среднему КИУМ в размере 50%;
  • аналогичной ставке дисконтирования в 10,5%.
    Все ГЭС были разделены на группы (табл. 2), и с использованием данных по текущим затратам ГЭС и налоговому окружению была рассчитана одноставочная цена окупаемости для ГЭС каждой группы в зависимости от ценовой зоны оптового рынка.
    Далее, исходя из прогноза цен РСВ, была рассчитана цена на мощность ГЭС, которая бы обеспечила их окупаемость, в течение 25 лет (табл. 3).
    Можно сравнить полученные цены, рассчитанные в соответствии с утвержденными ценовыми параметрами торговли мощностью8, с ценами на мощность ТЭС, включенных в перечень ДПМ9, они предусматривают: окупаемость вложенных инвестиций с доходностью 14—15%, 15-летний срок окупаемости, целевые значения капитальных и эксплуатационных затрат10. Факторами, снижающими цену на мощность новых ГЭС, служат срок окупаемости, в течение которого фактически необходимо обеспечивать выплату указанной цены, а также более низкая доходность, заложенная в предпосылках. Поскольку именно предпосылки самым корректным образом отражают действительность, целесообразно ориентироваться на них.
    Таким образом, полученные в результате расчетов средние цены на мощность ГЭС находятся между ценами для угольных и газовых ТЭС (табл. 4). Это свидетельствует о том, что оптовый рынок готов в случае необходимости оплачивать востребованную мощность станций. Вопрос лишь в том, насколько, согласно прогнозным балансам электроэнергии и мощности, необходим тот или иной источник генерации.
    Вывод
    Итак, для эффективного планирования инвестиционной деятельности генерирующим компаниям, в намерения которых входит строительство новых ГЭС, нужны ценовые ориентиры, а также видение государством перспектив развития отрасли. При этом требование к окупаемости не должно пугать оптовый рынок, поскольку ценовые параметры, позволяющие обеспечить экономическую эффективность инвестиционных проектов, находятся в рамках ранее принятых решений в части объектов ДПМ.
    Более того, заранее обозначенные правила игры в части необходимых объемов удельных капитальных затрат и сроков строительства послужат для компаний стимулом, т.к. улучшение указанных показателей позволит получить больший эффект от реализации запланированных проектов, что положительно скажется на их акционерной стоимости.