Удержать тем

Для сохранения темпов инвестиционных вложений в энергетический комплекс России, и в частности Северо-Западного региона, государству следует отказаться от регулярного пересмотра правил игры

Стресс-тест прошлого года, когда государство стало жестко регулировать стоимость электроэнергии и уже весной пересмотрело предельно допустимый рост цен на нее, энергокомпании Северо-Запада с точки зрения инвестиционного планирования преодолели. Некоторые игроки рынка снизили объемы финансирования модернизации действующих и строительства новых объектов. Но так или иначе они не отказывались от инвестпроектов, а лишь продлили сроки их реализации.

Инструмент воздействия

Что касается генерирующих компаний, то особых опасений по поводу сокращения их инвестпрограмм не было. 

Дело в том, что генерирующие компании работают по договорам о присоединении мощности (ДПМ), которые, с одной стороны, обязывают инвесторов возводить новые станции (объемы и сроки строительства – фиксированные), а с другой – гарантируют им возврат инвестиций. Первые ДПМ были разработаны еще в период реорганизации РАО «ЕЭС России» и использовались как инструмент воздействия на инвесторов, приобретавших акции в сформированных оптовых генерирующих компаниях (ОГК) и территориальных генерирующих компаниях (ТГК). Впоследствии договоры были пересмотрены и актуализированы, и с ноября 2010 года все генерирующие компании выстраивали свою инвестиционную политику в соответствии с новыми требованиями.

В этих договорах прописываются новые сроки ввода блоков и штрафные санкции. Также они предусматривают повышенные выплаты за мощность, которые в течение 15 лет должны компенсировать инвесторам большую часть их вложений. Невыполнение же договора или задержка ввода нового блока более чем на год стали невыгодны для собственника генерирующей компании, поскольку в таком случае продажа мощности производится по низкому регулируемому тарифу, плюс к этому на инвестора накладывается штраф в размере 25% стоимости строительства.

Обязательные мощности

Если ознакомиться с данными крупнейших генераторов Северо-Запада – ТГК-1 и ОГК-2, становится понятно, что свои обязательства они выполняют в соответствии с графиками ввода новых объектов.

Как рассказывают в ТГК-1, в 2011 году объем инвестпрограммы компании составил 19,2 млрд рублей, в текущем году – 13,7 млрд. При этом финансирования, запланированного на 2012 год, достаточно для выполнения всех обязательств ТГК-1 по вводу новых мощностей. «Снижение объема вложений в этом году связано с тем, что по большинству масштабных проектов инвестпрограммы основные затраты по закупке и монтажу оборудования, строительству зданий и сооружений пришлись на 2009-2011 годы, – поясняют в ТГК-1. – К настоящему времени эти проекты или окончены, или находятся в стадии завершения. Построены и оснащены ПГУ-энергоблоки Первомайской и Южной ТЭЦ, возведен главный корпус и поставлено большинство оборудования нового энергоблока Правобережной ТЭЦ, введены в эксплуатацию пять из восьми новых гидроагрегатов станций Вуоксинского каскада ГЭС».

Что касается объема финансирования проектов в рамках ДПМ, то с 2006-го по 2011 год он составил 61,5 млрд рублей. На нынешний год вложения в реализацию этих проектов запланированы в объеме 8,7 млрд рублей. В соответствии с инвестиционной программой ТГК-1, до 2016 года предусмотрены реконструкция основного оборудования и строительство новой генерирующей мощности на семи электростанциях (в Санкт-Петербурге – на Южной, Первомайской, Правобережной и Центральной ТЭЦ, в Ленинградской области – на Лесогорской и Светогорской ГЭС, в Мурманской области – на Иовской ГЭС). При этом прирост установленной мощности в указанный период достигнет 895,15 МВт.

Похожая ситуация с выполнением обязательств у ОГК-2, в конце прошлого года объединившейся с ОГК-6. Инвестпрограмма ОГК-2 с учетом ОГК-6 предусматривает в 2010-2016 годах создание новых мощностей на десяти электростанциях общей установленной мощностью 4460 МВт, на что планируется выделить свыше 180 млрд рублей. Уже в 2012 году ОГК-2 намерена ввести новый парогазовый блок мощностью 800 МВт на Киришской ГРЭС, а также продолжить работы по строительству новых мощностей на Череповецкой ГРЭС (ПГУ 420 МВт).

Стимул для инвестора

Таким образом, крупные игроки выполняют заявленные инвестпрограммы, но спокойную жизнь – неизменность правил игры – им никто гарантировать не может. Это, в свою очередь, останавливает инвесторов, которые хотели бы вкладываться в развитие мощностей вне договоров по их присоединению. «Генерирующим компаниям это невыгодно, так как не совсем адекватно работает рынок мощностей, из-за чего нет четкого понимания возврата инвестиций в рамках другого механизма, кроме ДПМ», – замечает аналитик Альфа-Банка Элина Кулиева.

По мнению руководителя отдела департамента исследований ТЭК Института проблем естественных монополий Евгения Рудакова, чтобы генерирующие компании инвестировали за пределами ДПМ, есть три пути. Первый – конструкция ДПМ, гарантирующая окупаемость инвестиций, должна быть продлена в несколько ином виде, но при сохранении сути договоров (это временное решение). Второй – создать для генераторов настолько привлекательные условия работы на оптовом рынке электроэнергии (ОРЭ), чтобы инвестиции в возведение новых мощностей даже при отсутствии гарантий окупаемости со стороны государства стали заманчивыми (высокие цены на электроэнергию, высокая нагрузка на экономику). И наконец третий – регулятор и государство разработают долгосрочные условия участия в ОРЭ для всех субъектов и, главное, станут их придерживаться, выполняя свои обязательства в полном объеме и не внося в регламенты рынка множественные изменения на еженедельной основе, как происходит в настоящее время. «Последний путь – наиболее цивилизованный: инвестор имеет возможность оценивать долгосрочные инвестиции на основе стабильных условий работы», – считает Рудаков.

Однако не только внятные перспективы возврата средств в диапазоне пяти-десяти лет могут повлиять на инвестпланы генерирующих компаний. Как полагает ведущий эксперт УК «Финам Менеджмент» Дмитрий Баранов, их планы во многом будут зависеть и от потребителей. «Среди крупных потребителей набирает силу кампания по созданию собственных генерирующих мощностей, вполне способная серьезно сказаться на инвестпрограммах энергетиков, уменьшить их объемы. Ведь к чему увеличивать мощности, если потребители отказываются от них и создают собственные генерирующие активы, да еще и подключают к ним других? – размышляет он. – Не стоит забывать и о программах энергосбережения и повышения энергоэффективности, которые набирают обороты в стране. Потребители смогут обходиться уже существующими источниками электроэнергии, если будут серьезно экономить. Это также может оказать серьезное воздействие на инвестпрограммы энергетиков и заставит сократить их объем».

Беспокойная жизнь

Но как ни мечтай о цивилизованных правилах игры (которые не пересматривают столь часто), рассчитывать на них пока не приходится. В последние дни февраля 2012 года Минэнерго РФ ознакомило общественность с новым проектом методики расчета платежей по ДПМ. В частности, предлагается сделать корректирующий коэффициент прибыли от продаж электроэнергии (влияет на платеж за 1 МВт новой мощности) не фиксированным (сейчас это 0,71-0,78 для газовых блоков в зоне Европа – Урал, в зависимости от мощности), а плавающим – «в зависимости от прогноза цен на топливо и электроэнергию в данной ценовой зоне». Министерство обосновывает необходимость нововведения тем, что «текущая методика не учитывает растущую маржинальность генераторов и рынок может переплатить по ДПМ».

До 2016 года ТГК1 выполнит свои обязательства в рамках ДПМ, в том числе реконструирует Лесогорскую ГЭС sever_554_022.jpg Фото: архив «Эксперта С-З»
До 2016 года ТГК 1 выполнит свои обязательства в рамках ДПМ, в том числе реконструирует Лесогорскую ГЭС
Фото: архив «Эксперта С-З»

Единой оценки последствий этих предложений пока нет. Как говорит аналитик RMG Research Дмитрий Доронин, стоимость генераторов с большими инвестпрограммами (в частности, ОГК-1, ОГК-2, ОГК-3) после 2015 года будет формироваться как раз за счет высоких платежей по новой мощности. А растущая маржинальность в тот же период призвана компенсировать значительный отрицательный денежный поток ближайших лет в результате крупных капиталовложений. «Если проект утвердят, это станет негативом для генерирующих компаний в плане увеличения неопределенности будущих платежей по ДПМ (скорее всего, в сторону их снижения). Судить о влиянии этой меры на финансы компаний можно будет на основании более подробной информации о новой методике расчета», – уточняет Доронин.

Переменное напряжение

Но если для генерирующих компаний прошлый год выдался относительно спокойным, то игроки сетевого сегмента энергетики пережили настоящий стресс. Весной 2011 года, когда был определен допустимый рост цен и началось жесткое регулирование стоимости электроэнергии, большинство региональных сетевых компаний уже приступили к реализации масштабных инвестпрограмм, в том числе в рамках долгосрочного тарифного регулирования с применением метода доходности инвестированного капитала (RAB). Им пришлось спешно корректировать инвестпланы и искать дополнительные источники средств для их выполнения.

Однако катастрофы не произошло – сетевики смогли, соблюдая свои обязательства, пересмотреть ранее утвержденные планы с наименьшим ущербом для инвестпрограмм, в основном за счет увеличения сроков их реализации. В августе прошлого года МРСК Северо-Запада объявила о сокращении инвестпрограммы на 2011 год на 16,2%. «Инвестиционная программа, учтенная в тарифах на передачу электрической энергии на 2011 год, – 4,4 млрд рублей», – объясняли в компании. Запланированный же объем инвестиций составлял 5,31 млрд рублей. Но даже в усеченном виде компании удалось удержать инвестиционные темпы, которые почти вдвое превысили инвестпрограмму 2010 года (2,7 млрд рублей).

Снижение инвестиционной программы МРСК не затронуло филиалы компании («Новгородэнерго», «Вологдаэнерго» и «Псковэнерго»), которые работают по методу RAB. «В отношении регионов, перешедших на RAB, применен механизм сглаживания. Но долгосрочные параметры не изменились, все сохранено», – сообщила заместитель генерального директора МРСК по экономике и финансам Ольга Макарова. По филиалам, перешедшим с начала 2011 года на метод долгосрочных параметров («Архэнерго», «Колэнерго» и «Комиэнерго»), а также по филиалу «Карелэнерго», который в этом году работает по методу экономически обоснованных затрат, инвестиционная программа снижена на 430 млн рублей.

Прибегнуть к пересмотру инвестпрограммы пришлось и «Ленэнерго». Так, если до корректировки тарифного решения в прошлом году инвестиционная программа компании на 2011-й была утверждена в объеме 22,6 млрд рублей, то по итогам года объем освоения капитальных средств ожидается в размере 15 млрд.

Компания «Санкт-Петербургские электрические сети» инвестировала в 2011 году более 3 млрд рублей, что несколько меньше, чем планировалось. «Магистральным электрическим сетям Северо-Запада» («МЭС С-З») тоже не пришлось прибегать к серьезным корректировкам: в прошлом году инвестиции составили 1,7 млрд рублей. «С 2006-го по 2010 год наши инвестиции сильно выросли, выполнен огромный объем работ. Только в Петербурге введены в строй три новые подстанции, реконструированы почти все городские подстанции, часть из них – по принципу „построить заново“. Большинство работ по реконструкции находятся на финишной стадии либо уже завершены», – поясняют в компании.

В затянувшееся завтра

Текущий год для сетевых компаний будет более предсказуемым. Они уже четко представляют тарифные планы (рост конечной цены на электроэнергию запланирован на уровне 6% с июля 2012 года). Многие согласовали с регулятором новые сроки выполнения инвестиционных программ, поэтому смогут работать в относительно предсказуемой обстановке. К примеру, «Новгородэнерго» уже изменило срок реализации своей инвестпрограммы с трех до пяти лет и рассчитывает увеличить ее до восьми лет. «Ленэнерго» планирует свою инвестпрограмму уже не в пятилетнем, а в семилетнем диапазоне.

«Удлинение сроков инвестпрограмм сетевых компаний абсолютно не влияет на окупаемость проектов. Очень важны нормы доходности – 6%, 9 или 12, в зависимости от того, какие были утверждены методикой RAB. Также важно, будет ли реализовываться сама инвестпрограмма по объектам», – комментирует Элина Кулиева.

Энергетические компании будут определять объем средств, которые требуется инвестировать, исходя из объема полученных ими от потребителей платежей, отмечает Дмитрий Баранов. «В RAB-регулировании, в отличие от метода „Затраты плюс“, есть шесть видов ежегодных корректировок на объективные отклонения. Они позволят вносить необходимые изменения, в том числе в инвестиционную программу, – напоминает он. – Кроме того, сам метод RAB-регулирования направлен на то, чтобы энергетические компании снижали свои издержки. И так как сэкономленные средства пять лет остаются в компании, часть из них также может быть направлена на пополнение средств инвестиционной программы».

В самой методике RAB предусмотрены механизм сглаживания, чтобы избежать резкого скачка тарифов, и механизм растягивания периода реализации программы. Поэтому данное решение вписывается в концепцию доходной и расходной частей и компаниям придется искать баланс, но в рамках методологии, которая прописана изначально. Однако, подчеркивает Кулиева, финальной версии методологии еще нет. Ее изначально планировалось утвердить в начале апреля, когда и должны быть приняты нормы доходности и сроки. Поэтому заявлять, что существуют конкретные механизмы процессов удлинения программ, рано: этот процесс находится на стадии обсуждения на уровне компаний.

Акцент на эффективность

Но несмотря на то что еще не на все вопросы есть окончательные ответы, энергосетевые компании уже определились с инвестиционными планами на текущий год. Компания «МЭС С-З» намерена направить в развитие сетевого хозяйства региона в текущем году 18,4 млрд рублей. Она рассчитывает ввести в действие после комплексной реконструкции шесть подстанций в Санкт-Петербурге (330 кВ «Восточная», 330 кВ «Завод Ильич», 330 кВ «Колпино», 330 кВ «Западная», 220 кВ «Колпинская», 220 кВ «Полупроводники») и к концу года завершить создание энергокольца в Северной столице. Кроме того, компания продолжает строительство в Карелии второй цепи Северного транзита. В Республике Коми «МЭС С-З» продолжит реконструкцию ключевой в регионе линии электропередачи 220 кВ Печорская ГРЭС – Ухта – Микунь. В ближайшее время компания планирует приступить к еще одному важному проекту – к технологическому присоединению по сети 110 кВ подстанции ракетного комплекса к энергообъектам 220 кВ «Плесецк» и «Савино» в Коми.

Объем капитальных вложений в 2012 году компания «Санкт-Петербургские электрические сети» запланировала на уровне более 4 млрд рублей. Инвестиции направляются на строительство источников питания (подстанций 110 кВ) «Авиагородок», «Московская-Товарная», «Невская губа», «ДК Порт», что связано со стремительным развитием близлежащих территорий и реализацией масштабных проектов, таких как возведение нового аэропорта и делового центра «Газпрома», конгрессно-выставочного комплекса, общественно-деловая застройка в районе железнодорожных путей московского направления и др. Около 3 млрд рублей планируемых капвложений – это создание распределительных сетей 6, 10 и 20 кВ в интересах заявителей по договорам технологического присоединения.

«Ленэнерго» в текущем году планирует инвестировать 13,3 млрд рублей и ввести в Петербурге 805,3 МВ·А трансформаторной мощности и 492,5 км линий электропередачи. В Ленинградской области компания намерена ввести 201,9 МВ·А трансформаторной мощности и 657,7 км линий электропередачи.

Инвестпрограммы МРСК Северо-Запада на 2012 год – 5,2 млрд рублей. Доля нового строительства составляет 34% общего объема инвестиций. Компания намерена ввести в 2012 году 348,27 МВ·А мощности, а также 818,67 км линий электропередачи. В составе основных объектов инвестиционной программы этого года – девять крупных проектов и два инвестиционных проекта по выдаче мощности генерации, доля которых – 19% капитальных вложений компании. Всего в инвестиционную программу МРСК Северо-Запада включено 365 инвестиционных проектов.

Более взвешенный и реалистичный подход сетевых компаний к реализации своих инвестпрограмм стал наиболее характерной чертой нынешнего года. На первый план выходит не столько объем средств, которые планируется вложить, сколько эффективность их использования. «Проводится детальный анализ влияния каждого проекта на инвестиционный портфель, в том числе с целью исключения двойного счета плана загрузки мощности. Совершенствуя систему, мы стали использовать функцию формирования портфелей. Она позволяет оперативно группировать проекты, выделять наиболее эффективные сочетания, рассчитывать выгоду и убытки при сдвиге проектов, – поделился заместитель генерального директора по капитальному строительству МРСК Северо-Запада Сергей Титов. Мы видим расчет по каждому титулу, по филиалу и по всей компании в целом. Причем расчеты в системе по всем филиалам у нас ведет один человек, что уже само по себе экономически эффективно». И это высказывание наиболее четко характеризует изменение подхода к формированию инвестпрограмм в сетевых компаниях.     

Санкт-Петербург