Перестимулировали: Почему ухудшаются показатели генерирующих компаний

Электроэнергетика
Увеличить изображение
«Нефть России», 28.09.15, Москва, 11:41    "Э.Он Россия" - одна из трех крупных электрогенерирующих российских компаний, подконтрольных иностранным инвесторам. Она считается самым эффективным предприятием в отечественной электроэнергетике и к тому же единственным, которое со времени реформы РАО "ЕЭС России" смогло нарастить свою капитализацию. В нынешнем году "Э.Он Россия" пережила резкое ухудшение своих показателей.
 
Первый звоночек прозвучал еще в прошлом году. Тогда начала уменьшаться выручка компании (сократилась на 1,4%, до 77,7 млрд руб.), что во многом можно объяснить экономической рецессией, падением спроса на электроэнергию и, кроме того, поломкой на одном из блоков принадлежащей "Э.Он" Сургутской ГРЭС 2. В прошлом году на этот вызов "Э.Он" смогла ответить снижением издержек на 7,2% - помогли уменьшение амортизационных отчислений и экономия топлива. Прибыль компании в 2014 г. даже выросла на 21% - до 19 млрд руб.
 
Однако нынешний год принес жестокое разочарование. В первом полугодии выручка упала на 9%, до 35,8 млрд руб. (по МСФО). Снижающиеся издержки уже не могли компенсировать падение, и прибыль компании уменьшилась на 28% (до 5,8 млрд руб.).
 
В итоге котировки акций "Э.Он Россия", которые росли первые 4 месяца этого года, с мая начали падать и снизились примерно с 3 до 2,8 руб. за акцию.
 
Главной причиной ухудшения показателей стало произошедшее в январе очередное ЧП на Сургутской ГРЭС 2, одной из крупнейших электростанций России. Во время планового ремонта на одном из энергоблоков произошел пожар, что привело к обрушению кровли и повреждению части оборудования. В итоге генерация компании упала более чем на 14%.
 
Кроме того, "Э.Он Россия" была оштрафована за задержку ввода в эксплуатацию третьего блока на Березовской ГРЭС. По данным компании "Велес капитал", размер штрафа достиг 1,3 млрд руб, а расходы на ремонт энергоблоков Сургутской ГРЭС 2 - 1,7 млрд руб., хотя последняя сумма была частично компенсирована страховым возмещением в размере 1,07 млрд руб.
 
Но дело не только в этих конкретных причинах.
 
Замороженные В 2007-2008 гг. в ходе реформы РАО "ЕЭС России" многие энергетические активы страны были приватизированы. Именно тогда в российскую энергетику вошли три крупные иностранные компании - немецкий концерн E.On консолидировал к 2008 г. более 76% акций ОГК 4 (с 2011 г. - "Э.Он Россия"), итальянская Enel стала владелицей ОГК 5 (ныне "Энел Россия"), финская Fortum приобрела ТГК 10 (ныне ОАО "Фортум"). Впрочем, все равно доминируют в электроэнергетике государственные компании - "Русгидро", "Интер РАО", "Росэнергоатом" (входит в "Росатом"), "Газпром энергохолдинг" (дочерняя компания "Газпрома").
 
С тех пор корпоративная жизнь в секторе как будто замерла. Стратегических иностранных инвесторов российская электроэнергетика больше не интересует. Новые инвесторы не приходят, старые не пытаются покупать друг у друга активы. Исключение составляет "Газпром", который в 2009 г. приобрел "Мосэнерго", а в 2011 г. - МОЭК.
 
Отсутствие значимых сделок с энергетическими активами в основном объясняется тем, что они все сегодня недооценены, и для инвесторов продать их - значит зафиксировать убыток. Глава глобальной корпорации Enel?S. p.A Франческо Стараче заявил в этом году, что к нему неоднократно обращались с предложением уступить российские активы, но он отказывал - продавать их невыгодно. Именно низкая стоимость энергетических активов не позволяет иностранным инвесторам уйти - хотя бывший гендиректор Enel по России и СНГ Доминик Фаш как-то заявил, что если бы знал, к каким результатам приведут реформы РАО "ЕЭС", то не пришел бы в Россию.
 
Если взглянуть на изменение индекса капитализации энергетических компаний РФ (MICEX PWR), можно увидеть историю разочарования инвесторов в секторе: за три года индекс упал на 50%, за 5 лет - на 70%. "Это означает, что стоимость крупнейших энергетических компаний РФ в последние годы драматически снизилась", - комментирует Елена Киселева из Strategy Partners Group.
 
"После разделения РАО "ЕЭС" новые имена в списке иностранных инвесторов в электроэнергетику фактически не появлялись (за исключением маленьких проектов, таких, как, например, строительство Хуадань-Тенинской ТЭЦ совместно с китайскими инвесторами), - отметил в беседе с "Ко" представитель "Э.Он Россия". - Этому есть несколько причин. Первая, очевидная причина состоит в том, что нет достаточно крупных интересных активов, которые иностранные инвесторы могли бы приобрести. Стоит отметить, что иностранные стратегические инвесторы заинтересованы прежде всего в покупке контрольного пакета в компании, таких возможностей сейчас на рынке фактически нет. Обсуждается возможность управления или даже продажа распределительных сетей, но пока это только на стадии переговоров. Вторая причина - макроэкономическая и политическая нестабильность. В России потенциально есть много проектов, которые интересны в условиях стабильного курса рубля, доступных дешевых кредитных ресурсов. Но, к сожалению, эти факторы играют против инвесторов".
 
В момент распродажи энергетических активов они все были оценены примерно на уровне 1 руб. за акцию. Сегодня на бирже котируются акции только трех компаний. При этом выше исходного уровня торгуется только "Э.Он Россия", хотя и ее котировки в этом году падали. Акции "Энел Россия" на момент написания статьи котировались на уровне ниже 80 коп. за акцию, акции ОГК 2, подконтрольной "Газпрому" - на уровне менее 24 коп. - то есть "Газпром" вчетверо снизил капитализацию своего энергетического актива.
 
В 2014 г. все иностранные участники российского энергорынка заявили об уменьшении объемов инвестиционных программ. Так, инвестиции "Э.Он Россия" в прошлом году оставались без изменения, на уровне 2013 г. (15 млрд руб.), в нынешнем году снижаются до 10 млрд руб., а в будущем могут опуститься до 5 млрд руб. "Энел Россия" объявила, что капитальные затраты в 2014-2018 гг. планируются на уровне 38 млрд руб., что на 10% ниже, чем в предыдущем пятилетнем бизнес-плане. В "Э.Он Россия" отмечают, что "на данный момент осуществление инвестиций затрудняется макроэкономической нестабильностью. Ситуация осложняется еще и тем, что значительная часть оборудования не имеет отечественных аналогов либо отечественное оборудование не соответствует необходимым требованиям".
 
Сектор выглядит "замороженным": крупные сделки с активами в нем не происходят, состав основных участников не меняется со времени реформ РАО "ЕЭС", инвестиционная привлекательность падает, объем инвестиций уменьшается. В чем же причина такого странного состояния отрасли?
 
Нестабильное регулирование "Э.Он Россия" была оштрафована за задержку ввода очередного энергоблока. Такого рода штрафы - часть существующей в России очень сложной системы стимулирования строительства новых энергетических мощностей. Вообще, система регулирования рынка в энергетическом секторе чрезвычайно запутанна, и в нее постоянно вносятся поправки.
 
Тариф, по которому электростанции продают электричество, делится на две части - оплата за электроэнергию и оплата за мощность. В первом случае потребитель оплачивает текущие расходы на производство электроэнергии, во втором - расходы инвесторов на строительство энергоблоков и их содержание в будущем. Две эти составляющие энергетических тарифов определяются на двух разных рынках - рынке электроэнергии и рынке мощности, и на каждом - свои правила и свое прихотливое сочетание рыночных механизмов с ценами, устанавливаемыми правительством.
 
Важнейшей частью рынка мощности являются договоры о предоставлении мощности (ДПМ), заключаемые с отдельными гененирующими компаниями. По ним компании обязуются строить новые электростанции, взамен чего государство гарантирует приобретение производимой новыми мощностями энергии в течение 10 лет по оговоренной цене; фактически деньги за это взимаются со всех потребителей электроэнергии.
 
Система ДПМ, по общему мнению, более или менее работает, хотя в прошлом году государство пыталось изменить параметры компенсации затрат инвесторам, растянув срок их окупаемости с 10 до 15 лет.
 
Наряду с ДПМ плата за мощность определяется на проводимых раз в год особых аукционах - так называемых "конкурентных отборах мощности" (КОМ). Устроены эти аукционы очень сложно, достаточно сказать, что в некоторых территориальных зонах результаты конкурсов ограничиваются установленными государством предельными уровнями цен (price-cap), а в некоторых - нет, предельные уровни подлежат индексации и т. п. Правила проведения КОМ постоянно меняются, что вызывает острое недовольство всех участников рынка. Многие эксперты считают, что именно нестабильность существующей в электроэнергетике нормативной системы и является главной причиной ее инвестиционной непривлекательности.
 
"Самая главная проблема - отсутствие у компаний понимания (не только на долгосрочную, но даже на среднесрочную перспективу) того, как могут измениться правила игры, - утверждает Елена Киселева. - Для генерирующих компаний главной неопределенностью остается ситуация с тарифной политикой в "тепле". С одной стороны, каждый регион решает по своему усмотрению, что включать или не включать в тариф, какие требования выставлять к состоянию и обновлению инфраструктуры, какие неэффективные мощности выводить с рынка, с другой - все регионы находятся под жестким наблюдением со стороны федерального центра в части ежегодной индексации тарифа. Все вышесказанное не стимулирует привлечения частных инвестиций в отрасль и не позволяет капитализировать энергетический бизнес - ключевые мультипликаторы стоимости у крупнейших российских энергетических компаний и аналогичных компаний, например, из развивающихся стран, могут различаться в два и более раза в худшую сторону, рентабельность на инвестированный капитал - в разы ниже".
 
С этим согласна и управляющий партнер "Финэкспертизы" Нина Козлова: "Одним из серьезных препятствий для привлечения иностранных инвестиций в российскую энергетику является нестабильная нормативно-правовая база, которая не дает достаточных гарантий инвесторам. Существуют определенные сложности с функционированием тарифной системы, которая осложняет долгосрочное планирование инвестиций".
 
"Модификация оптового рынка электроэнергии и мощности сопровождалась существенными изменениями "правил игры", - заявляет представитель "Э.Он Россия".- Часть из них была направлена на формирование целевой модели конкурентного рынка, а часть, к сожалению, ухудшала положение генерирующих компаний и инвестиционную привлекательность отрасли".
 
Список модификаций, которые вносились в правила рынка за последнее время, очень длинный: то изменялись тарифы, то отменялись индексации, то менялся порядок определения цен на КОМах.
 
Если некая электростанция не может предложить конкурентоспособную цену и таким образом не пройдет отбор в рамках КОМов, она все равно получит "плату за мощность" в том случае, если государство присвоит ей статус "вынужденного генератора", то есть генератора, который нельзя отключить, потому что от него зависит население или стабильность всей энергосистемы. Мощность "вынужденных генераторов" оплачивается по тарифам, установленным правительством. В сущности, сегодня участники рынка думают не о том, как удовлетворить потребителя, а о том, чтобы лучше вписаться в систему регулирования.
 
"Рынок мощности, который задумывался в целях стимулирования обновления генерирующих мощностей, так и не состоялся, - полагают в "Э.Он Россия". - С самого запуска он был значительно зарегулирован (РД, ДПМ, "вынужденные генераторы", price-cap), доля свободного рынка не превышала 15%. Ограничение цены сверху не позволяло компаниям вкладываться в модернизацию и замещение, выводить неэффективное оборудование из эксплуатации. Вместо этого усилия концентрировались на получении статуса "вынужденный генератор" и на погоне за лучшим тарифом."
 
При этом не стоит забывать, что зарегулирована сегодня не только электроэнергетика, но и смежная с ней газовая отрасль. Ведущий советник управления по экономике отраслей ТЭК Аналитического центра при Правительстве РФ Александр Амирагян обратил внимание "Ко", что одной из проблем электроэнергетики остается слабая межтопливная конкуренция в тепловой генерации, а именно неконкурентоспособность угольной генерации по сравнению с газовой. Проблема вызвана установлением верхней границы цены на газ, поставляемый "Газпромом", в то время, как цены на уголь определяются рынком. С точки зрения экологии вытеснение угля газом может иметь положительные последствия, однако необходимо стремиться к установлению рыночных цен на все виды топлива.
 
Лишняя мощь При всех недостатках существующей системы следует признать, что она - благодаря системе ДПМ - действительно стимулирует строительство новых энергомощностей, и тех, кто строит вяло, подгоняет штрафами. За период с 2007 г. по 2014 г. прирост мощности тепловых электростанций в рамках ДПМ составил 17 ГВт. В 2015 г. ожидается увеличение установленной мощности еще на 4,6 ГВт.
 
Недавно глава Enel Франческо Стараче неожиданно для многих российских экспертов заявил, что рынок электроэнергии в России - один из самых продуманных в мире. Видимо, "мелочи" вроде постоянно вносимых в правила рынка изменений международного топ-менеджера не интересовали, но для него было важно, что государство в России установило хоть какую-то систему гарантированных долгосрочных компенсаций сделанных инвестиций - в других странах Enel вообще отказывается от реализации масштабных энергетических проектов.
 
Проблема заключается в том, что стимулы, установленные государством, не были связаны с действительными потребностями рынка. И энергомощностей создано даже слишком много. "Проблема в России не с системой, основная проблема, как и в Европе, - избыток мощности", - заявляет Франческо Стараче.
 
По данным участников рынка, сейчас избыток мощности в России составляет 15 ГВт, в 2016 г. эта величина вырастет до 20 ГВт, а в 2017 г. - до 22 ГВт. То есть "избыточными" на российском рынке являются примерно полторы-две такие компании, как "Э.Он Россия". Виновато именно государственное регулирование, которое стремилось максимизировать инвестиции в сектор, не обращая внимание на изменение рыночной конъюнктуры. Как считает заведующий отделом развития и реформирования электроэнергетики ИНЭИ РАН Федор Веселов, накопленный на протяжении последних пяти-семи лет избыток мощности связан, в первую очередь, с масштабной программой ввода мощностей. Эксперты предлагают растянуть сроки внедрения этой программы, но правительство безмолвствует, поскольку это означает уменьшение объема инвестиций во всех отчетах.
 
Тем временем вследствие экономической рецессии рост спроса на электричество замедляется: в первом полугодии его оценили в 0,2%. Платить за содержание избыточных мощностей сегодня фактически вынуждены все участники рынка - и производители, и потребители электроэнергии.
 
Во многих других странах выходом стал вывод избыточных мощностей из эксплуатации и их консервация. Например, по расчетам "Газпром энергохолдинга", до 2020 г. необходимо вывести 5-7 ГВт мощности, законсервировать 10-16 ГВт и вывести на модернизацию порядка 3 ГВт. То есть фактически необходимо "отменить" всю реализованную после реформы РАО "ЕЭС "России" программу ввода новых мощностей - хотя, конечно, старые энергоблоки были бы заменены эффективными и современными. Но для вывода мощностей из эксплуатации в России не существует нормативной базы и, опять же, не решен вопрос, кто должен оплачивать процесс консервации.
 
К системным проблемам рынка добавляется макроэкономическая нестабильность, приводящая к росту просроченной задолженности: по данным Аналитического центра при Правительстве РФ, на оптовом рынке долг за покупку электроэнергии к концу апреля составил более 50 млрд руб. и продолжает расти. "Одной из основных проблем в электроэнергетике по-прежнему остается огромная задолженность покупателей электрической и тепловой энергии перед генерирующими компаниями, - считает генеральный директор ГК "Крикунов и партнеры" Андрей Лебедев. - Помимо экономических причин, это связано с существующими на сегодняшний день правовыми ограничениями. Генерирующие компании лишены права определять самостоятельные условия купли-продажи электрической энергии, в частности, устанавливать требования к способам обеспечения исполнения обязательств покупателей (например, предоставление банковской гарантии)".
 
Таким образом, в электроэнергетическом секторе возникло сразу несколько проблем: нестабильность нормативной базы и "правил игры", экономическая рецессия и порожденный государственным стимулированием избыток мощностей. Не удивительно, что в этих условиях у компаний начинают падать показатели.
 
Константин Фрумкин
Подробнее читайте на https://oilru.com/news/480253/

Минфин покусился на святоеКак победить энергетическую монополию
Просмотров: 729

    распечатать
    добавить в «Избранное»

Код для вставки в блог или на сайт

Ссылки по теме

Перестимулировали: Почему ухудшаются показатели генерирующих компаний

«Нефть России», 28.09.15, Москва, 11:41   "Э.Он Россия" - одна из трех крупных электрогенерирующих российских компаний, подконтрольных иностранным инвесторам. Она считается самым эффективным предприятием в отечественной электроэнергетике и к тому же единственным, которое со времени реформы РАО "ЕЭС России" смогло нарастить свою капитализацию. В нынешнем году "Э.Он Россия" пережила резкое ухудшение своих показателей.
 
Первый звоночек прозвучал еще в прошлом году. Тогда начала уменьшаться выручка компании (сократилась на 1,4%, до 77,7 млрд руб.), что во многом можно объяснить экономической рецессией, падением спроса на электроэнергию и, кроме того, поломкой на одном из блоков принадлежащей "Э.Он" Сургутской ГРЭС 2. В прошлом году на этот вызов "Э.Он" смогла ответить снижением издержек на 7,2% - помогли уменьшение амортизационных отчислений и экономия топлива. Прибыль компании в 2014 г. даже выросла на 21% - до 19 млрд руб.
 
Однако нынешний год принес жестокое разочарование. В первом полугодии выручка упала на 9%, до 35,8 млрд руб. (по МСФО). Снижающиеся издержки уже не могли компенсировать падение, и прибыль компании уменьшилась на 28% (до 5,8 млрд руб.).
 
В итоге котировки акций "Э.Он Россия", которые росли первые 4 месяца этого года, с мая начали падать и снизились примерно с 3 до 2,8 руб. за акцию.
 
Главной причиной ухудшения показателей стало произошедшее в январе очередное ЧП на Сургутской ГРЭС 2, одной из крупнейших электростанций России. Во время планового ремонта на одном из энергоблоков произошел пожар, что привело к обрушению кровли и повреждению части оборудования. В итоге генерация компании упала более чем на 14%.
 
Кроме того, "Э.Он Россия" была оштрафована за задержку ввода в эксплуатацию третьего блока на Березовской ГРЭС. По данным компании "Велес капитал", размер штрафа достиг 1,3 млрд руб, а расходы на ремонт энергоблоков Сургутской ГРЭС 2 - 1,7 млрд руб., хотя последняя сумма была частично компенсирована страховым возмещением в размере 1,07 млрд руб.
 
Но дело не только в этих конкретных причинах.
 
Замороженные В 2007-2008 гг. в ходе реформы РАО "ЕЭС России" многие энергетические активы страны были приватизированы. Именно тогда в российскую энергетику вошли три крупные иностранные компании - немецкий концерн E.On консолидировал к 2008 г. более 76% акций ОГК 4 (с 2011 г. - "Э.Он Россия"), итальянская Enel стала владелицей ОГК 5 (ныне "Энел Россия"), финская Fortum приобрела ТГК 10 (ныне ОАО "Фортум"). Впрочем, все равно доминируют в электроэнергетике государственные компании - "Русгидро", "Интер РАО", "Росэнергоатом" (входит в "Росатом"), "Газпром энергохолдинг" (дочерняя компания "Газпрома").
 
С тех пор корпоративная жизнь в секторе как будто замерла. Стратегических иностранных инвесторов российская электроэнергетика больше не интересует. Новые инвесторы не приходят, старые не пытаются покупать друг у друга активы. Исключение составляет "Газпром", который в 2009 г. приобрел "Мосэнерго", а в 2011 г. - МОЭК.
 
Отсутствие значимых сделок с энергетическими активами в основном объясняется тем, что они все сегодня недооценены, и для инвесторов продать их - значит зафиксировать убыток. Глава глобальной корпорации Enel?S. p.A Франческо Стараче заявил в этом году, что к нему неоднократно обращались с предложением уступить российские активы, но он отказывал - продавать их невыгодно. Именно низкая стоимость энергетических активов не позволяет иностранным инвесторам уйти - хотя бывший гендиректор Enel по России и СНГ Доминик Фаш как-то заявил, что если бы знал, к каким результатам приведут реформы РАО "ЕЭС", то не пришел бы в Россию.
 
Если взглянуть на изменение индекса капитализации энергетических компаний РФ (MICEX PWR), можно увидеть историю разочарования инвесторов в секторе: за три года индекс упал на 50%, за 5 лет - на 70%. "Это означает, что стоимость крупнейших энергетических компаний РФ в последние годы драматически снизилась", - комментирует Елена Киселева из Strategy Partners Group.
 
"После разделения РАО "ЕЭС" новые имена в списке иностранных инвесторов в электроэнергетику фактически не появлялись (за исключением маленьких проектов, таких, как, например, строительство Хуадань-Тенинской ТЭЦ совместно с китайскими инвесторами), - отметил в беседе с "Ко" представитель "Э.Он Россия". - Этому есть несколько причин. Первая, очевидная причина состоит в том, что нет достаточно крупных интересных активов, которые иностранные инвесторы могли бы приобрести. Стоит отметить, что иностранные стратегические инвесторы заинтересованы прежде всего в покупке контрольного пакета в компании, таких возможностей сейчас на рынке фактически нет. Обсуждается возможность управления или даже продажа распределительных сетей, но пока это только на стадии переговоров. Вторая причина - макроэкономическая и политическая нестабильность. В России потенциально есть много проектов, которые интересны в условиях стабильного курса рубля, доступных дешевых кредитных ресурсов. Но, к сожалению, эти факторы играют против инвесторов".
 
В момент распродажи энергетических активов они все были оценены примерно на уровне 1 руб. за акцию. Сегодня на бирже котируются акции только трех компаний. При этом выше исходного уровня торгуется только "Э.Он Россия", хотя и ее котировки в этом году падали. Акции "Энел Россия" на момент написания статьи котировались на уровне ниже 80 коп. за акцию, акции ОГК 2, подконтрольной "Газпрому" - на уровне менее 24 коп. - то есть "Газпром" вчетверо снизил капитализацию своего энергетического актива.
 
В 2014 г. все иностранные участники российского энергорынка заявили об уменьшении объемов инвестиционных программ. Так, инвестиции "Э.Он Россия" в прошлом году оставались без изменения, на уровне 2013 г. (15 млрд руб.), в нынешнем году снижаются до 10 млрд руб., а в будущем могут опуститься до 5 млрд руб. "Энел Россия" объявила, что капитальные затраты в 2014-2018 гг. планируются на уровне 38 млрд руб., что на 10% ниже, чем в предыдущем пятилетнем бизнес-плане. В "Э.Он Россия" отмечают, что "на данный момент осуществление инвестиций затрудняется макроэкономической нестабильностью. Ситуация осложняется еще и тем, что значительная часть оборудования не имеет отечественных аналогов либо отечественное оборудование не соответствует необходимым требованиям".
 
Сектор выглядит "замороженным": крупные сделки с активами в нем не происходят, состав основных участников не меняется со времени реформ РАО "ЕЭС", инвестиционная привлекательность падает, объем инвестиций уменьшается. В чем же причина такого странного состояния отрасли?
 
Нестабильное регулирование "Э.Он Россия" была оштрафована за задержку ввода очередного энергоблока. Такого рода штрафы - часть существующей в России очень сложной системы стимулирования строительства новых энергетических мощностей. Вообще, система регулирования рынка в энергетическом секторе чрезвычайно запутанна, и в нее постоянно вносятся поправки.
 
Тариф, по которому электростанции продают электричество, делится на две части - оплата за электроэнергию и оплата за мощность. В первом случае потребитель оплачивает текущие расходы на производство электроэнергии, во втором - расходы инвесторов на строительство энергоблоков и их содержание в будущем. Две эти составляющие энергетических тарифов определяются на двух разных рынках - рынке электроэнергии и рынке мощности, и на каждом - свои правила и свое прихотливое сочетание рыночных механизмов с ценами, устанавливаемыми правительством.
 
Важнейшей частью рынка мощности являются договоры о предоставлении мощности (ДПМ), заключаемые с отдельными гененирующими компаниями. По ним компании обязуются строить новые электростанции, взамен чего государство гарантирует приобретение производимой новыми мощностями энергии в течение 10 лет по оговоренной цене; фактически деньги за это взимаются со всех потребителей электроэнергии.
 
Система ДПМ, по общему мнению, более или менее работает, хотя в прошлом году государство пыталось изменить параметры компенсации затрат инвесторам, растянув срок их окупаемости с 10 до 15 лет.
 
Наряду с ДПМ плата за мощность определяется на проводимых раз в год особых аукционах - так называемых "конкурентных отборах мощности" (КОМ). Устроены эти аукционы очень сложно, достаточно сказать, что в некоторых территориальных зонах результаты конкурсов ограничиваются установленными государством предельными уровнями цен (price-cap), а в некоторых - нет, предельные уровни подлежат индексации и т. п. Правила проведения КОМ постоянно меняются, что вызывает острое недовольство всех участников рынка. Многие эксперты считают, что именно нестабильность существующей в электроэнергетике нормативной системы и является главной причиной ее инвестиционной непривлекательности.
 
"Самая главная проблема - отсутствие у компаний понимания (не только на долгосрочную, но даже на среднесрочную перспективу) того, как могут измениться правила игры, - утверждает Елена Киселева. - Для генерирующих компаний главной неопределенностью остается ситуация с тарифной политикой в "тепле". С одной стороны, каждый регион решает по своему усмотрению, что включать или не включать в тариф, какие требования выставлять к состоянию и обновлению инфраструктуры, какие неэффективные мощности выводить с рынка, с другой - все регионы находятся под жестким наблюдением со стороны федерального центра в части ежегодной индексации тарифа. Все вышесказанное не стимулирует привлечения частных инвестиций в отрасль и не позволяет капитализировать энергетический бизнес - ключевые мультипликаторы стоимости у крупнейших российских энергетических компаний и аналогичных компаний, например, из развивающихся стран, могут различаться в два и более раза в худшую сторону, рентабельность на инвестированный капитал - в разы ниже".
 
С этим согласна и управляющий партнер "Финэкспертизы" Нина Козлова: "Одним из серьезных препятствий для привлечения иностранных инвестиций в российскую энергетику является нестабильная нормативно-правовая база, которая не дает достаточных гарантий инвесторам. Существуют определенные сложности с функционированием тарифной системы, которая осложняет долгосрочное планирование инвестиций".
 
"Модификация оптового рынка электроэнергии и мощности сопровождалась существенными изменениями "правил игры", - заявляет представитель "Э.Он Россия".- Часть из них была направлена на формирование целевой модели конкурентного рынка, а часть, к сожалению, ухудшала положение генерирующих компаний и инвестиционную привлекательность отрасли".
 
Список модификаций, которые вносились в правила рынка за последнее время, очень длинный: то изменялись тарифы, то отменялись индексации, то менялся порядок определения цен на КОМах.
 
Если некая электростанция не может предложить конкурентоспособную цену и таким образом не пройдет отбор в рамках КОМов, она все равно получит "плату за мощность" в том случае, если государство присвоит ей статус "вынужденного генератора", то есть генератора, который нельзя отключить, потому что от него зависит население или стабильность всей энергосистемы. Мощность "вынужденных генераторов" оплачивается по тарифам, установленным правительством. В сущности, сегодня участники рынка думают не о том, как удовлетворить потребителя, а о том, чтобы лучше вписаться в систему регулирования.
 
"Рынок мощности, который задумывался в целях стимулирования обновления генерирующих мощностей, так и не состоялся, - полагают в "Э.Он Россия". - С самого запуска он был значительно зарегулирован (РД, ДПМ, "вынужденные генераторы", price-cap), доля свободного рынка не превышала 15%. Ограничение цены сверху не позволяло компаниям вкладываться в модернизацию и замещение, выводить неэффективное оборудование из эксплуатации. Вместо этого усилия концентрировались на получении статуса "вынужденный генератор" и на погоне за лучшим тарифом."
 
При этом не стоит забывать, что зарегулирована сегодня не только электроэнергетика, но и смежная с ней газовая отрасль. Ведущий советник управления по экономике отраслей ТЭК Аналитического центра при Правительстве РФ Александр Амирагян обратил внимание "Ко", что одной из проблем электроэнергетики остается слабая межтопливная конкуренция в тепловой генерации, а именно неконкурентоспособность угольной генерации по сравнению с газовой. Проблема вызвана установлением верхней границы цены на газ, поставляемый "Газпромом", в то время, как цены на уголь определяются рынком. С точки зрения экологии вытеснение угля газом может иметь положительные последствия, однако необходимо стремиться к установлению рыночных цен на все виды топлива.
 
Лишняя мощь При всех недостатках существующей системы следует признать, что она - благодаря системе ДПМ - действительно стимулирует строительство новых энергомощностей, и тех, кто строит вяло, подгоняет штрафами. За период с 2007 г. по 2014 г. прирост мощности тепловых электростанций в рамках ДПМ составил 17 ГВт. В 2015 г. ожидается увеличение установленной мощности еще на 4,6 ГВт.
 
Недавно глава Enel Франческо Стараче неожиданно для многих российских экспертов заявил, что рынок электроэнергии в России - один из самых продуманных в мире. Видимо, "мелочи" вроде постоянно вносимых в правила рынка изменений международного топ-менеджера не интересовали, но для него было важно, что государство в России установило хоть какую-то систему гарантированных долгосрочных компенсаций сделанных инвестиций - в других странах Enel вообще отказывается от реализации масштабных энергетических проектов.
 
Проблема заключается в том, что стимулы, установленные государством, не были связаны с действительными потребностями рынка. И энергомощностей создано даже слишком много. "Проблема в России не с системой, основная проблема, как и в Европе, - избыток мощности", - заявляет Франческо Стараче.
 
По данным участников рынка, сейчас избыток мощности в России составляет 15 ГВт, в 2016 г. эта величина вырастет до 20 ГВт, а в 2017 г. - до 22 ГВт. То есть "избыточными" на российском рынке являются примерно полторы-две такие компании, как "Э.Он Россия". Виновато именно государственное регулирование, которое стремилось максимизировать инвестиции в сектор, не обращая внимание на изменение рыночной конъюнктуры. Как считает заведующий отделом развития и реформирования электроэнергетики ИНЭИ РАН Федор Веселов, накопленный на протяжении последних пяти-семи лет избыток мощности связан, в первую очередь, с масштабной программой ввода мощностей. Эксперты предлагают растянуть сроки внедрения этой программы, но правительство безмолвствует, поскольку это означает уменьшение объема инвестиций во всех отчетах.
 
Тем временем вследствие экономической рецессии рост спроса на электричество замедляется: в первом полугодии его оценили в 0,2%. Платить за содержание избыточных мощностей сегодня фактически вынуждены все участники рынка - и производители, и потребители электроэнергии.
 
Во многих других странах выходом стал вывод избыточных мощностей из эксплуатации и их консервация. Например, по расчетам "Газпром энергохолдинга", до 2020 г. необходимо вывести 5-7 ГВт мощности, законсервировать 10-16 ГВт и вывести на модернизацию порядка 3 ГВт. То есть фактически необходимо "отменить" всю реализованную после реформы РАО "ЕЭС "России" программу ввода новых мощностей - хотя, конечно, старые энергоблоки были бы заменены эффективными и современными. Но для вывода мощностей из эксплуатации в России не существует нормативной базы и, опять же, не решен вопрос, кто должен оплачивать процесс консервации.
 
К системным проблемам рынка добавляется макроэкономическая нестабильность, приводящая к росту просроченной задолженности: по данным Аналитического центра при Правительстве РФ, на оптовом рынке долг за покупку электроэнергии к концу апреля составил более 50 млрд руб. и продолжает расти. "Одной из основных проблем в электроэнергетике по-прежнему остается огромная задолженность покупателей электрической и тепловой энергии перед генерирующими компаниями, - считает генеральный директор ГК "Крикунов и партнеры" Андрей Лебедев. - Помимо экономических причин, это связано с существующими на сегодняшний день правовыми ограничениями. Генерирующие компании лишены права определять самостоятельные условия купли-продажи электрической энергии, в частности, устанавливать требования к способам обеспечения исполнения обязательств покупателей (например, предоставление банковской гарантии)".
 
Таким образом, в электроэнергетическом секторе возникло сразу несколько проблем: нестабильность нормативной базы и "правил игры", экономическая рецессия и порожденный государственным стимулированием избыток мощностей. Не удивительно, что в этих условиях у компаний начинают падать показатели.
 
Константин Фрумкин

 



© 1998 — 2022, «Нефтяное обозрение (oilru.com)».
Свидетельство о регистрации средства массовой информации Эл № 77-6928
Зарегистрирован Министерством РФ по делам печати, телерадиовещания и средств массовой коммуникаций 23 апреля 2003 г.
Свидетельство о регистрации средства массовой информации Эл № ФС77-33815
Перерегистрировано Федеральной службой по надзору в сфере связи и массовых коммуникаций 24 октября 2008 г.
При цитировании или ином использовании любых материалов ссылка на портал «Нефть России» (https://oilru.com/) обязательна.