Алекcей ЧЕСТНЕЙШИН
В результате рефoрмы РАО ЕЭС в качеcтве инвеcтиций в энергетику былo привлеченo 945 млрд руб. чаcтнoгo капитала. Отечеcтвенные генерирующие кoмпании в бoльшинcтве cвoем пoлучили cтратегичеcких инвеcтoрoв, кoтoрые уже приcтупили к реализации инвеcтициoнных прoграмм и рабoте пo пoвышению эффективнocти и улучшению финанcoвых показателей. Наcколько эффективно раcпределяютcя cредcтва, и каковы поcткризисные перспективы российской энергетики? На эти вопросы ответила аналитик ИК «Брокеркредитсервис» Любовь НИКИТИНА.
Реализация инвестпрограмм
Можно говорить о том, что цель по привлечению частного капитала в энергетику достигнута на 100%, однако не все так однозначно с выполнением инвестиционных программ. Многие стратегические инвесторы объявили о приостановке или замораживании реализации своих проектов, и в настоящее время реализация инвестиционных программ в большинстве своем отстает как минимум на два года. Здесь, в первую очередь, следует назвать такие компании, как «ТГК-2», «ТГК-4» и «ОГК-3». Замораживание проектов связано с тремя факторами.
Во-первых, во время подписания компаниями обязательств по выполнению определенных инвестиционных проектов им было обещано, что долгосрочный рынок мощности запустят в июле 2009 г. Однако этого не сделали: только в феврале нынешнего года премьер-министр РФ Владимир Путин подписал «Постановление о введении в энергетике долгосрочного рынка мощности с 1 января 2011 г.». В документе был прописан сам механизм работы рынка, но не указаны ценовые параметры. Ожидается, что их опубликуют в течение нынешней весны. Таким образом, сроки здесь оказались сдвинуты на два года. Между тем изначально подразумевалось, что рынок мощности станет основным источником возврата средств, поскольку других возможностей вернуть вложения у генерирующих компаний нет.
Второй негативный фактор – снижение энергопотребления. В свое время, прогнозируя будущее развитие энергетики, годовой рост энергопотребления в России РАО ЕЭС закладывало в размере 3–4%. В начале 2009 г. падение энергопотребления составило 10–15% в год, в разных регионах по-разному. У многих генерирующих компаний возник вопрос: для чего нужно строить энергетические объекты, если электроэнергию некому покупать? Отдельные проекты в сложившихся условиях оказались нерентабельными, и сроки их реализации, естественно, были сдвинуты.
И, в-третьих, отрицательную роль сыграли снижение доступа к кредитным ресурсам, а в большинстве случаев – закрытие кредитных рынков. Докризисная ставка в 12–14% годовых (в зависимости от объекта) для энергетиков была вполне приемлема. Во время кризиса же получить кредит стало почти невозможно, кроме того, ставки возросли до 18%, что фактически свело на нет окупаемость объектов.
Впрочем, следует отметить, что отдельные компании – например, «ОГК-4», «ОГК-5», Fortum и ОАО «Мосэнерго» – полностью исполняют свои обязательства по реализации инвестиционных проектов.
Говоря о непрофильном использовании полученных средств, укажем, в первую очередь, на пример с ОГК-3. Ее основной акционер ОАО «ГМК «Норильский Никель» направило привлеченные от дополнительной эмиссии средства на приобретение долей в компаниях Plug Power и ОАО «РУСИА Петролеум», владеющей Ковыктинским газоконденсатным месторождением. Это абсолютно непрофильные активы, причем цена покупки ОАО «РУСИА Петролеум» была намного выше рыночной – 576 млн долл. за пакет в 25% минус одна акция. Факт использования заложенных на инвестпрограмму средств не по назначению очень сильно ударил по репутации компании. Сейчас стоит проблема возвращения данных денег, но сделать это будет сложно, т.к. указанные активы на рынке стоят гораздо меньше.
Что касается собственно инвестпроектов, то в настоящее время большинство компаний в теплогенерации сосредоточились на внедрении парогазовых установок (ПГУ). Их коэффициент использования установленной мощности (КИУМ) равен 58%, что довольно много (для сравнения: в среднем по теплоэнергетике КИУМ равен 45%). Поэтому в настоящее время все крупные проекты, например, ОАО «Мосэнерго», заключаются в установках ПГУ. Компания строит четыре «острова», в т.ч. на ТЭЦ-26, где ПГУ будет запущена в нынешнем году. На Шатурской ГРЭС, принадлежащей «ОГК-4», также устанавливается ПГУ.
Стратегические инвесторы и их активы
| Стратегический акционер
и приобретенные им компании | Инвестпрограмма,
заложенная РАО ЕЭС, в млрд руб. | Допэмиссия,
млрд. руб. | Доля стратегического
акционера в УК сразу после реорганизации РАО ЕЭС |
| Газпром | |||
| 1. ОГК-2 | 140 | 24 | 54% |
| 2. ОГК-6 | 57,1 | 20,9 | 42,9% |
| 3. ТГК-1 | > 140 | 32 | 28,66% |
| 4. Мосэнерго | 141 | 60,7 | 53,47% |
| КЭС Холдинг | |||
| КЭС в целом | 146 | ||
| 1. ТГК-5 | 17,9 | 11,6 | 49,6% |
| 2. ТГК-6 | 22,6 | 14,5 | <30% |
| 3. Волжская ТГК | 26 | 10,9 | <30% |
| СУЭК | |||
| 1. ТГК-9 | 62,6 | 17,03 | 75% |
| 2. Кузбассэнерго | 11 | 9 | 49,7% |
| 3. Енисейская ТГК | 11,6 | 6,3 | >35% |
| Иностранные инвесторы | |||
| E.ON – ОГК-4 | 76 | 46,5 | 76% |
| Enel – ОГК-5 | 75 | 12 | 55,78% |
| Fortum – ТГК-10 | 86,5 | 46.8 | 92,9% |
| Отечественные инвесторы | |||
| Норильский Никель – ОГК-3 | > 80 | 83 | 60% |
| Группа «Синтез» – ТГК-2 | > 30 | 9 | 44,8% |
| ОНЭКСИМ – ТГК-4 | 46 | 15,8 | 48,5% |
| ЛУКОЙЛ – ЮГК-ТГК-8 | 40 | 24 | 95,4% |
| Группа E4 – ТГК-11 | 11 | не состоялась | 28,5% |
| РЖД и группа ЕСН – ТГК-14 | 4 | 4,3 | >32,2% |
| Остаются в собственности государства | |||
| Русгидро | 600 | 8 | 60% |
| ФСК ЕЭС | 1020 | 84 | 0,78% |
| ОГК-1 | 130 | 48 | 66% |
Вообще, если говорить о повышении энергоэффективности, то нельзя не сказать о колоссальной проблеме в сетевом хозяйстве. Около 5–7% вырабатываемой энергии потребляется самими электростанциями и сетями на собственные нужды. При этом еще около 13–14% энергии попросту теряется в сетях из-за устаревшего оборудования, ошибок в измерительных приборах, банального воровства и пр. Таким образом, от генераторов до потребителя примерно 20% электроэнергии просто не доходит. Для сравнения: среднеевропейская норма потерь – 8%. Данная проблема гораздо более существенна, чем, допустим, переход на энергосберегающие светильники. За счет одного лишь ремонта и приведения в порядок сетевого хозяйства из 20% можно устранить 2–3% потерь, т.е. вопрос повышения энергоэффективности по большей части касается сетей, а не генерации. Генерация в своей сфере с задачами справляется.
Создание конкурентных условий
Значимым достижением последних лет следует считать создание свободного конкурентного рынка. Сейчас в
России есть две ценовые зоны: Европа – Урал (первая зона) и Сибирь (вторая зона).
Рассмотрим для примера первую зону. В ней работают три вида генерации:
• атомная генерация – 20%,
• гидрогенерация – около 10%,
• тепловая генерация – 60–70% (в зависимости от года).
Самая дешевая электроэнергия вырабатывается на гидро- и атомных электростанциях. Тепловая генерация дороже, а значит, здесь при свободном рынке в выигрыше окажутся компании, работающие над своей эффективностью, т.к. покупатель предпочтет самую дешевую электроэнергию. Соответственно, у эффективных компаний мощности будут более загружены. Прошедший год подтвердил это. Лучшие из генерирующих компаний, такие, например, как «ОГК-4», «ОГК-5», «ТГК-1» и ОАО «Мосэнерго», понесли не столь существенные потери по выработке, как, допустим, «ОГК-6» или «ОГК-2». Здесь можно, конечно, сделать поправку на регион работы, но снижение в 25% нельзя объяснить лишь регионом. Таким образом, экономические условия сейчас таковы, что компании вынуждены снижать затраты и повышать эффективность. И мы видим, что многие из них реализуют подобные программы. То же ОАО «Мосэнерго» объявило о запуске программы «Бережливое производство», а «ТГК-1» активно работает над своими издержками и т.д.
России есть две ценовые зоны: Европа – Урал (первая зона) и Сибирь (вторая зона).
Рассмотрим для примера первую зону. В ней работают три вида генерации:
• атомная генерация – 20%,
• гидрогенерация – около 10%,
• тепловая генерация – 60–70% (в зависимости от года).
Самая дешевая электроэнергия вырабатывается на гидро- и атомных электростанциях. Тепловая генерация дороже, а значит, здесь при свободном рынке в выигрыше окажутся компании, работающие над своей эффективностью, т.к. покупатель предпочтет самую дешевую электроэнергию. Соответственно, у эффективных компаний мощности будут более загружены. Прошедший год подтвердил это. Лучшие из генерирующих компаний, такие, например, как «ОГК-4», «ОГК-5», «ТГК-1» и ОАО «Мосэнерго», понесли не столь существенные потери по выработке, как, допустим, «ОГК-6» или «ОГК-2». Здесь можно, конечно, сделать поправку на регион работы, но снижение в 25% нельзя объяснить лишь регионом. Таким образом, экономические условия сейчас таковы, что компании вынуждены снижать затраты и повышать эффективность. И мы видим, что многие из них реализуют подобные программы. То же ОАО «Мосэнерго» объявило о запуске программы «Бережливое производство», а «ТГК-1» активно работает над своими издержками и т.д.
Полезный отпуск энергии по отдельным компаниям, млрд кВт/ч
| Компания | 2008 год | 2009 год | Изменение |
| ОГК-2 | 49,80 | 47,20 | –5,2% |
| ОГК-3 | 33,87 | 29,50 | –12,9% |
| ОГК-4 | 56,67 | 53,95 | –4,8% |
| ОГК-5 | 40,73 | 39,11 | –4,0% |
| ОГК-6 | 38,86 | 28,95 | –25,5% |
| ТГК-1 | 26,89 | 26,70 | –0,7% |
| ТГК-2 | 10,55 | 9,40 | –10,9% |
| Мосэнерго | 64,30 | 61,70 | –4,0% |
| ТГК-4 | 12,95 | 10,70 | –17,4% |
| ТГК-5 | 11,31 | 10,63 | –6,0% |
| ТГК-6 | 13,09 | 11,96 | –8,6% |
| ТГК-7 | 27,88 | 25,40 | –8,9% |
| ТГК-9 | 16,33 | 15,27 | –6,5% |
| ТГК-10 | 16,60 | 16,00 | –3,6% |
| Кузбассэнерго | 23,62 | 22,20 | –6,0% |
| Енисейская ТГК | 12,67 | 11,28 | –21,0% |
Рынок мощности
Как уже было сказано, рынок мощности будет запущен 1 января 2011 г. Минусом здесь является то, что пока не прописан ценовой диапазон оплаты мощности. В энергосистеме есть старая мощность, построенная до 2007 г., и новая. Соответственно, цены на старую мощность начнут рассчитывать по неким тарифам с определенными ценовыми диапазонами, но на определение стоимости новой мощности нужно разработать прозрачную и понятную для всех методику.
В этом плане пока лишь понятно, что, допустим, угольная генерация станет оцениваться дороже, чем газовая, т.к. себестоимость сооружения угольных ТЭС изначально более высокая. По оценкам Совета рынка, капитальные затраты возведения среднего угольного блока составляют 87 тыс. руб. за 1 МВт, в то время как газового – 38 тыс. руб. за 1 МВт.
Вопрос цены стал камнем преткновения, задержавшим запуск рынка на два года. Здесь возник даже некий конфликт: с одной стороны, цены должны быть приемлемы для генерирующих компаний, чтобы их вложения оправдались, с другой – нельзя чересчур завышать стоимость, иначе для предприятий-потребителей оплата ляжет слишком тяжелым бременем.
Претензии к генерирующим компаниям по невыполнению инвестпрограмм обоснованы, но и компаниям есть, что сказать в свое оправдание. Когда они подписывались на реализацию инвестпроетков, им обещали в скором времени ввести свободный рынок мощности, чего сделано не было. Сейчас цена старой мощности в первой ценовой зоне равна 140 тыс. руб. за 1 МВт в месяц. Цена новой мощности по оценке «Мосэнерго» – 535,4 тыс. руб. за 1 МВт. Однако, если нет рынка мощности, энергетикам нечем обосновать возврат средств, когда они берут кредиты в банках, к тому же нет самого механизма возврата инвестиций. Но когда такой рынок появится, появятся и четкие ценовые ориентиры, а значит, генерирующие компании оправдываться уже ничем не смогут, они просто вынуждены будут реализовывать все инвестпроекты.
В методику расчета цены новой мощности следует, прежде всего, закладывать стоимость капитальных затрат – это самое главное. Далее, большое значение имеет регион работы, здесь коэффициенты значительно разнятся. Кроме того, нужно учитывать инфляцию и постоянные затраты, но это уже величины примерно одинаковые для всех регионов.
Действенным стимулом для своевременной реализации проектов является конкурентный отбор мощности (КОМ). Сущность его в том, что утвержденная на КОМ цена – допустим, 500 тыс. руб. за 1 МВт в месяц – будет действительна лишь в том случае, если генкомпания успевает ввести эту мощность в срок. Если нет, то цена снижается уже до уровня тарифа ФТС (для примера: в нынешнем году средняя стоимость 1 МВт «старой» мощности в первой ценовой зоне оценивается в 140 тыс. руб. в месяц).
Результаты 2009 года
Вызванное кризисом снижение потребления коснулось всех компаний, занятых в тепловой энергетике. В 2009 г. в связи с большой 
водностью выработка электроэнергии у гидроэлектростанций увеличилась на 7%, а у АЭС она осталась без изменений. Теплоэнергетика сократила выработку на 6%. Наибольшие потери – у территориальных генерирующих компаний: они больше, чем у ОГК.
Что касается выручки, то она, наоборот, возросла. ОГК и ТГК продемонстрировали рост выручки в среднем на 3%. Здесь сказались два фактора. Первый – рост тарифов. В 2009 г. энергетикам, можно сказать, был сделан подарок: тарифы для ОГК и ТГК выросли на 19%. Вторым фактором роста выручки стала либерализация рынка, с июля прошлого года доля свободного рынка была увеличена до 50%. Эти два фактора позволили энергетикам по итогам года выйти в «плюс».
водностью выработка электроэнергии у гидроэлектростанций увеличилась на 7%, а у АЭС она осталась без изменений. Теплоэнергетика сократила выработку на 6%. Наибольшие потери – у территориальных генерирующих компаний: они больше, чем у ОГК.
Что касается выручки, то она, наоборот, возросла. ОГК и ТГК продемонстрировали рост выручки в среднем на 3%. Здесь сказались два фактора. Первый – рост тарифов. В 2009 г. энергетикам, можно сказать, был сделан подарок: тарифы для ОГК и ТГК выросли на 19%. Вторым фактором роста выручки стала либерализация рынка, с июля прошлого года доля свободного рынка была увеличена до 50%. Эти два фактора позволили энергетикам по итогам года выйти в «плюс».
Доля свободного рынка (электроэнергия, которая продается не по тарифу ФСТ)
| с 1 января 2008 г. | 10% |
| с 1 июля 2008 г. | 15% |
| с 1 января 2009 г. | 30% |
| с 1 июля 2009 г. | 50% |
| с 1 января 2010 г. | 60% |
| с 1 июля 2010 г. | 80% |
| с 1 января 2011 г. | 100% |
Как результат – в первой ценовой зоне среднегодовая цена на электроэнергию составила 725 руб. за МВт/ч, что всего на 1% ниже результата 2008 г. Во второй ценовой зоне снижение цен на свободном рынке было более ощутимое – 15%, т.е. с 510 руб. за 1 МВт/ч в 2008 г. до 436 руб. в 2009-м. Причиной падения цены стали два фактора. Первый – большая водность и, соответственно, повышенная выработка электроэнергии на ГЭС, что, в свою очередь, привело к соответствующему росту предложения дешевой электроэнергии на рынке и снижению средней цены.
Вторым фактором стало падение энергопотребления по причине кризисных явлений. Заметим, что в нынешнем году также ожидается большая водность, а значит, цены на электроэнергию во второй ценовой зоне будут ниже, чем в первой. Кроме того, следует отметить, что большинству генкомпаний удалось удержать темпы роста себестоимости на приемлемом уровне и даже повысить рентабельность, в основном за счет оптимизации затрат на топливо. Цены на газ в прошлом году впервые возросли поэтапно и поквартально, а не в начале года, как раньше. Подобный гибкий подход также поддержал энергетиков.
Отрицательно сказалось на генерирующих компаниях снижение доступа к кредитным ресурсам (о чем уже бы
ло сказано), особенно в начале прошлого года, когда кредиты практически не давались. Со своей стороны, государство пыталось решить проблему доступа к финансовым ресурсам: в частности, был создан список системообразующих предприятий, куда вошла фактически вся энергетика, велась работа над льготными условиями кредитования и т.д.
Что касается проблемы неплатежей, то она сохраняется и поныне, хотя ситуация постепенно выправляется. Вообще, энергетики оказались одними из тех, кому потребители платили в последнюю очередь. Наиболее остро эту проблему чувствуют сбытовые компании, непосредственно собирающие деньги. Географически наиболее тяжелая ситуация наблюдается на Урале, Юге и в Поволжье. Из отраслей наибольшие долги перед энергетиками имеют металлургические компании.
Вторым фактором стало падение энергопотребления по причине кризисных явлений. Заметим, что в нынешнем году также ожидается большая водность, а значит, цены на электроэнергию во второй ценовой зоне будут ниже, чем в первой. Кроме того, следует отметить, что большинству генкомпаний удалось удержать темпы роста себестоимости на приемлемом уровне и даже повысить рентабельность, в основном за счет оптимизации затрат на топливо. Цены на газ в прошлом году впервые возросли поэтапно и поквартально, а не в начале года, как раньше. Подобный гибкий подход также поддержал энергетиков.
Отрицательно сказалось на генерирующих компаниях снижение доступа к кредитным ресурсам (о чем уже бы
ло сказано), особенно в начале прошлого года, когда кредиты практически не давались. Со своей стороны, государство пыталось решить проблему доступа к финансовым ресурсам: в частности, был создан список системообразующих предприятий, куда вошла фактически вся энергетика, велась работа над льготными условиями кредитования и т.д.
Что касается проблемы неплатежей, то она сохраняется и поныне, хотя ситуация постепенно выправляется. Вообще, энергетики оказались одними из тех, кому потребители платили в последнюю очередь. Наиболее остро эту проблему чувствуют сбытовые компании, непосредственно собирающие деньги. Географически наиболее тяжелая ситуация наблюдается на Урале, Юге и в Поволжье. Из отраслей наибольшие долги перед энергетиками имеют металлургические компании.
Будущее
Рост энергопотребления в стране, заложенный РАО ЕЭС в энергетической стратегии до 2030 г. в размере 3–4% в год, мы считаем завышенным. По нашим оценкам, если экономика начнет восстанавливаться, энергопотребление в ближайшие два года будет расти на 1% в год, после чего рост может увеличиться до 1,5%.
Необходимость ввода новой мощности никуда не исчезла. Крупнейшие компании-потребители – металлурги, нефтяники и пр. – имеют масштабные планы развития, и генерирующие компании должны быть готовы к увеличению потребления, иначе энергетика превратится в тормоз развития всей экономики.
Кроме износа самой системы (а сейчас генерация изношена на 60%), ключевым вопросом является повышение эффективности использования ресурсов. Можно найти более оптимальное применение углю и газу, чем просто сжигать их, и здесь речь идет уже об энергоэффективности и энергобезопасности всей России.
Необходимость ввода новой мощности никуда не исчезла. Крупнейшие компании-потребители – металлурги, нефтяники и пр. – имеют масштабные планы развития, и генерирующие компании должны быть готовы к увеличению потребления, иначе энергетика превратится в тормоз развития всей экономики.
Кроме износа самой системы (а сейчас генерация изношена на 60%), ключевым вопросом является повышение эффективности использования ресурсов. Можно найти более оптимальное применение углю и газу, чем просто сжигать их, и здесь речь идет уже об энергоэффективности и энергобезопасности всей России.
