Пocле ликвидации РАО «ЕЭС Рoccии» прoдoлжаетcя рефoрма электрoэнергетики. Отраcль функциoнирует в рамках перехoднoгo периoда дo 2011 гoда. О прoблемах и перcпективах электрoэнергетики раccказывает аналитик инвеcтициoннoй кoмпании «БКС»
Неcoмненным дocтижением реформы cтоит признать привлечение 945 млрд руб. для инвеcтирования в новые генерирующие и cетевые мощноcти. Кроме того, был cделан значительный шаг вперед в cоздании конкуренции в cекторе генерации и cбыта электроэнергии. В итоге цены на электроэнергию генерирующих и cбытовых компаний к 2011 году должны стать конкурентными, а тарифы сетевых компаний на передачу электроэнергии и технологические подсоединения будет регулировать государство. Однако многое в реформе российской электроэнергетики пока не доведено до конца или требует доработки. Во-первых, стоит упомянуть о том, что ранее управление отраслью осуществлялось из единого центра РАО «ЕЭС России». Сейчас же многие организации обладают
значительными полномочиями и рычагами влияния на отрасль. Это и Совет рынка, и Минэнерго, и ФСТ, и Администратор торговой системы. В определенной степени это затягивает принятие ключевых для энергетических компаний решений. Во-вторых, до конца не разработана концепция рынка мощности. Речь идет, прежде всего, о долгосрочном рынке мощности, то есть о том рынке, который позволил бы генерирующим компаниям в течение длительного времени гарантированно получать оплату мощности. Это особенно важно для обеспечения окупаемости новых мощностей, построенных на деньги частных инвесторов. Нынешний регулируемый тариф низок и экономически не оправдан для ввода новых мощностей. Однако у регулятора и участников рынка нет четкого понимания того, как формировать экономически обоснованную цену на мощности. Эта цена должна устраивать и производителей электроэнергии и регулятора, и при ее расчете нужно оперировать определенным согласованным перечнем параметров, таких как срок окупаемости, доходность капитала инвестора, включение тех или иных статей затрат на поддержание мощности. Сейчас же разница в расчетах генераторов и Совета рынка может отличаться на 30% и более. В частности, известно своего рода противостояние между «Мосэнерго» и Советом рынка, когда ценовая заявка на мощность московской генерирующей компании была снижена примерно на треть. Пока эти трения не урегулированы, нельзя говорить о полноценном конкурентном рынке мощности. Неопределенность в этой части – серьезный риск для инвестирования в акции генерирующих компаний. Первые биржевые торги мощностью начались в декабре, но сейчас, в основном, продаются старые мощности, и торги нацелены на краткосрочные, менее года, поставки электроэнергии. Сформировавшиеся цены близки к регулируемым ценам. В целом, по нашим прогнозам, рыночная цена на мощность будет расти по мере обновления российских мощностей. Нынешняя невысокая цена отчасти объясняется также кризисными явлениями в экономике и, как следствие, снижением спроса.
Наконец, не осуществлен переход на систему RAB для сетевых компаний. Эта система призвана стимулировать инвестиции сетевых компаний в обновление сетей и повышение эффективности работы. При этом тариф рассчитан так, что сетевая компания получает гарантии возврата инвестиций в течение определенного периода времени. Система RAB успешно применяется во всем мире, причем не только для электросетевых, но и, например, для газораспределительных компаний. С учетом кризиса в российской экономике можно предположить, что она будет внедрена у нас не ранее начала 2010 года, а не в 2009 году, как предполагалось ранее.
Отметим некоторые события и явления, произошедшие и повлиявшие на отрасль в последнее время.
Во второй половине прошлого года в результате кризиса финансовой ликвидности у отечественных энергетиков снизился доступ к кредитным ресурсам, что, конечно, негативно сказывается на инвестиционных программах. Планы по инвестициям разрабатывались так, что средства от допэмиссии составляли примерно треть необходимого объема. Еще треть приходится на заемные средства. Фактическая заморозка кредитных рынков привела к тому, ввод целого ряда энергоблоков переносится на 2--3 года.
Спад промышленности закономерно привел к снижению энергопотребления. В конце 2008 года ряд отраслей российской экономики сократили производство на 25--40%. Если учесть, что промышленность потребляет примерно половину всей производимой электроэнергии, то говорить о скором восстановлении уровня потребления как минимум преждевременно. На текущий момент мы оцениваем снижение энергопотребления по России в целом на уровне 4--5% без учета погодного и сезонных факторов. И если эта тенденция продолжится, то в 2009 году стоит ожидать первого за 10 лет снижения уровня выработки электроэнергии, который по итогам года может составить 985--995 млрд кВт.ч. Конечно, в снижении потребления можно найти и положительный момент. Например, некоторые регионы перестали быть энергодефицитными. А энергетики в условиях нехватки инвестиционных ресурсов получают временную «передышку» в строительстве новых мощностей и могут сосредоточиться в основном на проектах по модернизации (нынешний износ энергомощностей достигает 60--70%). Модернизация существующих мощностей в основном
направлена на рост экономической эффективности производства электроэнергии и почти всегда обходится дешевле, чем строительство «с нуля». Подчеркнем, что продолжение реализации инвестиционных программ просто необходимо, учитывая старение российских энергомощностей. Современное же оборудование позволяет потреблять меньше топлива при той же выработке. Например, новая турбина парогазовой установки (ПГУ) имеет КПД до 58%, в то время как у большинства распространенных сейчас газовых турбин КПД – немногим более 40%. Перспективным направлением является строительство гидроаккумулирующих станций (ГАЭС) в связке с АЭС. ГАЭС позволяет сглаживать для генераторов пиковые значения энергопотребления в течение дня. Для АЭС это необходимо, т.к. изменение ее уровня загрузки происходит медленно и обходится достаточно дорого.
Что касается альтернативной энергетики, то она пока находится в России в зачаточном состоянии и не является прибыльной для разработчиков, кроме, пожалуй, строительства мини-ГЭС. Инвестиции в альтернативную энергетику воспринимаются скорее как венчурные. Справедливости ради обратим внимание, что нетрадиционные источники энергии, за редким исключением, составляют малую долю в энергобалансах не только России, но и в самых передовых с этой точки зрения странах. Широкое распространение «ветряков» и приливных электростанций ограничено тем, что такие источники энергии нельзя размещать повсеместно в отличие от тех же ТЭС, и их возведение пока что обходится слишком дорого.
2008 год стал периодом повышенной волатильности на мировом рынке энергоносителей. До недавнего времени российских энергетиков движения мировых цен на газ и уголь касались мало, так как внутренние цены на газ регулируются государством, а цены на уголь формируются, исходя, опять же, из внутреннего спроса и предложения. Однако в настоящее время планируется, что цены на газ на российском рынке к 2011 году станут соответствовать экспортной цене минус транспортные расходы и пошлины. Таким образом, после 2011 года стоимость электроэнергии будет в определенной степени следовать за ценой на «голубое» топливо, особенно это касается тех энергосистем, у которых в структуре баланса велика доля газовых ТЭС.
По отношению к электроэнергетике действия Правительства направлены на завершение реформирования отрасли и установления конкурентных цен на электроэнергию. С 1 июля 2009 года доля электроэнергии, продаваемой на свободном рынке, достигнет 50% (50% будут продаваться по регулируемым тарифам), в настоящее время доля свободного рынка – 30%. Повышение регулируемых тарифов составило в 2009 году в среднем 18.1% и пока не является предметом пересмотра, равно как и темпы либерализации оптового рынка. Практически все крупные энергетические компании, за исключением сбытовых, внесены в список системообразующих предприятий, что предполагает активное кредитование со стороны государства, выпуск инфраструктурных облигаций или прямое вхождение в капитал предприятий.
Во второй половине 2008 года акции энергетического сектора, как, впрочем, и весь российский фондовый рынок, демонстрировали обвальное снижение, и пока мы не ждем роста стоимости акций энергетических компаний. Общий риск отрасли – нехватка кредитных ресурсов (как уже было сказано), а также рост уровня неплатежей со стороны потребителей. Уже сейчас появляются судебные иски о взыскании задолженности на электроэнергию, и, скорее всего, проблемы в течение всего 2009 года будут нарастать. Кроме того, в нынешнем году ожидается снижение энергопотребления, что негативно отразится и на выручке энергетических компаний. Если
рассматривать разные энергокомпании, то, по нашему мнению, более привлекательно для инвестирования на долгий срок выглядят сетевые компании (МРСК и ФСК). Их рентабельность более высока, что предполагает больший запас прочности. Кроме того, сетевой бизнес менее зависим от капризного оптового рынка электроэнергии.
В перспективе важнейшим позитивным факторов для энергетиков мы считаем полноценный запуск конкурентного рынка мощности. Ограничение цены на мощность – это негатив для реформированных генерирующих компаний.
Отдельно остановимся на гидроэнергетике. Компания «РусГидро», объединившая почти все отечественные ГЭС, по нашим оценкам, находится в выигрышном положении, если сравнить ее с ТГК и ОГК. Во-первых, себестоимость производства электроэнергии в гидроэнергетике низкая. И так как доля «РусГидро» на оптовом рынке электроэнергии невелика, то средняя цена рынка выше тарифа «РусГидро» и себестоимости производства. Это означает относительно высокий уровень рентабельности «РусГидро». Кроме того, компания пользуется поддержкой государства. Заметим, что «РусГидро» -- единственная генерирующая компания, которая не брала на себя обязательства по строительству новых энергомощностей, а значит, не имеет связанных с этим рисков. Минус гидроэнергетики заключается в недостаточной предсказуемости уровня водности. Кроме того, сибирские ГЭС «РусГидро» поставляют значительную часть энергии алюминиевым предприятиям, находящимся в тяжелом положении и сокращающим производство.
Крупнейшей из строящихся ныне ГЭС является Богучанская, и хотя строительство Богучанского алюминиевого завода отложено, у ГЭС, ввод первой очереди которой намечен на 2010 год, вполне могут найтись иные потребители электроэнергии. И даже не исключено, что в итоге энергия Богучанской ГЭС может быть продана по более высокой цене, нежели при поставках ее алюминиевому заводу.
В заключении хотелось бы заметить, что, несмотря на нынешний спад в потреблении, необходимость модернизации энергетики и ввода новых мощностей не перестала быть актуальной. Спад в экономике рано или поздно сменится фазой подъема, и если к этому времени мощности не будут модернизированы и построены новые, то мы опять придем к такому же энергодефициту, который наблюдался в 2005--2006 годах. Нужно учитывать, что буквально в течение ближайших трех лет порядка 10% всех имеющихся мощностей должны быть выведены из строя по причине выработки ресурса.
В свое время инвестиционная программа РАО «ЕЭС России» предусматривала ввод к 2011 году 40 ГВт новых мощностей. С учетом вывода старой мощности и поправкой на кризис фактический прирост возможностей российской энергетики будет меньше. В этой связи стоит признать, что развитие электроэнергетики должно оставаться стратегической задачей государства, несмотря на кризисные явления для того, чтобы соответствовать потребностям экономики после восстановления.
Ирина ФИЛАТОВА.
