Энергетика России: четыре года самостоятельности.

Главной задачей реформы энергетической отрасли было привлечение средств, либерализация энергорынка, стимулирование строительства новых объектов и замены изношенных основных фондов. В сектор поступило более 800 млрд рублей частных инвестиций. На российский энергорынок вошли такие крупные зарубежные концерны, как немецкий E.On, итальянский Enel, финский Fortum; серьёзные позиции в энергетике заняли «Газпром», «Ренова», СУЭК и «ЛУКОЙЛ». Параллельно развивался энергетический бизнес «РУСАЛа» – «Евросибэнерго» стала одним из крупнейших игроков в гидрогенерации.

Реформа продолжает приносить новые плоды. В 2011 году было введено около 6 ГВт новых мощностей, в 2012 ожидается запуск станций ещё почти на 4 ГВт. Однако инвесторы предупреждают: не будет договоров на поставку мощности, позволяющих окупиться инвестициям, – не будет и стимулов для нового строительства, поскольку рыночных стимулов не существует из-за политики сдерживания конечных цен на электроэнергию.

Механизм реформы

Механизм договоров о предоставлении мощности (ДПМ) был разработан для того, чтобы не просто создать условия для получения прибыли от приобретённых объектов, но и стимулировать инвестора вкладывать средства в капиталоёмкое новое строительство. Суть ДПМ в том, что инвестор берёт на себя обязательство построить генерирующие мощности с определёнными характеристиками в установленный срок. А государство, в свою очередь, гарантирует оплату этой мощности в течение 10 лет, то есть окупаемость инвестиций. Объекты, включённые в ДПМ, имеют приоритет на конкурентных отборах мощности по отношению к действующей генерации, то есть исключается вероятность того, что мощность объекта ДПМ не будет востребована.

Всего в рамках договорной кампании заключено около 30 тыс. договоров, предполагающих совокупный объём денежных инвестиций примерно в 3 трлн рублей. Следует помнить, что ДПМ заключаются только в отношении тепловой генерации, хотя механизмы, аналогичные ДПМ, разработаны для ГЭС и АЭС. Впрочем, определённый элемент привлекательности ДПМ для нетепловых станций теряется – по правилам оптового рынка, мощность ГЭС и АЭС отбирается автоматически и имеет конкурентное преимущество перед тепловой генерацией.

2011 год, первый год реализации ДПМ, стал рекордным по объёму вводов с 1985 года. В общей сложности было введено 6 ГВт новых мощностей, в том числе более 4,5 ГВт – в рамках ДПМ. Крупнейшие станции – это Яйвинская ГРЭС (422 МВт), ТЭЦ-26 «Мосэнерго» (420 МВт), Сургутская ГРЭС-2 (397 МВт). При этом было выведено из эксплуатации 1,5 ГВт старых мощностей.
С начала этого года в эксплуатацию было введено 6 энергообъектов суммарной мощностью примерно в 1,1 ГВт (самый крупный блок – на Киришской ГРЭС мощностью 540 МВт). До конца года планируется запустить ещё ряд энергоблоков суммарной мощностью 2,7 ГВт. В целом на конец первого квартала этого года в рамках ДПМ введено и оплачивается в общей сложности около 8,3 ГВт новой мощности.

Иностранцы в России

На данный момент ближе всего к завершению реализации обязательной инвестпрограммы немецкий концерн E.On: принадлежащая ему «Э.Он Россия» (бывшая ОГК-4) достраивает последний, третий энергоблок Берёзовской ГРЭС. В этом году «Э.Он Россия» даже выплатила четверть прибыли в виде дивидендов. Другой иностранный инвестор, «Enel ОГК-5», воздержался от этого шага, хотя исполнительный директор итальянской Enel Фульвио КОНТИ весной этого года называл Россию очень перспективной страной и сообщал, что EBITDA российского сегмента, представленного в основном «Enel ОГК-5», будет непрерывно расти до 2016 года. В прошлом году компания ввела в эксплуатацию энергоблоки на Невинномысской и Среднеуральской ГРЭС общей мощностью 800 МВт.

В необычной для иностранных инвесторов ситуации оказался финский концерн Fortum: он единственный из зарубежных компаний приобрёл не ОГК, а ТГК (ТГК-10) с заметным удельным весом теплогенерации в структуре выручки. С начала прошлого года компания ввела в эксплуатацию энергоблоки на Челябинской, Тюменской и Тобольской ТЭЦ суммарной мощностью 656 МВт.

До конца этого года планируется запустить два энергоблока на Няганской ГРЭС (общая мощность 836 МВт). Fortum показал прекрасные результаты за 2011 год (2,92 млрд рублей чистой прибыли), несмотря на то, что позиции ТГК как таковых в последнее время становятся всё слабее.

ТГК теряют прибыль

Если посмотреть на приведённые ниже результаты деятельности ТГК за 2011 год, очевидно, что, за исключением занимающих специфическое положение на рынке (ТГК-1 и «Мосэнерго» обслуживают крупные города, Санкт-Петербург и Москву) или вложивших в очень краткий срок очень существенные средства (как Fortum), ТГК при росте выручки показали заметное падение прибыли. Четыре ТГК из тринадцати («ЛУКОЙЛ» расформировал ЮГК ТГК-8) ушли в убыток, ТГК-9 и ТГК-14 зарегистрировали тысячепроцентное изменение прибыли в сторону убывания по отношению к предыдущему году. Ни одна из ТГК, понёсших убыток в 2010 году, не показала прибыль в 2011-м. «КЭС-Холдинг», подконтрольный Виктору ВЕКСЕЛЬБЕРГУ, обременён долгами на сумму около 4 млрд долл., которые были привлечены для покупки пока не окупившихся теплогенерирующих активов – ТГК-5, ТГК-6, ТГК-7 (Волжской ТГК) и ТГК-9.

ТГК не оправдывают ожиданий инвесторов в силу ряда проблем. Главная из них – ручное регулирование отрасли: во имя номинально благой цели ограничения конечной цены на электроэнергию для потребителей используются разовые меры, каждая из которых ограничивает потенциальные доходы того или иного сегмента генерации. Экономический эффект от реализации мероприятий по сдерживанию цен на электроэнергию в 2011 году составил 70 млрд рублей. При этом 17,4 млрд рублей составил эффект отмены целевой инвестиционной составляющей для ГЭС и АЭС, 10,4 млрд – снижение стоимости услуг и тарифов на компенсацию потерь Федеральной сетевой компании (ФСК), 11 млрд рублей списано со всего сектора из-за отказа от индексации цены на конкурентном отборе мощности.

Что подкосило ТЭЦ

Нельзя сказать, что ограничительные механизмы не были применены к атомной отрасли и гидрогенерации. Однако Андрей БУРЕНИН, до недавних пор возглавлявший НП «Совет производителей энергии», объясняет, что больше всего действия правительства сказались на тепловых станциях. Как оптовую генерацию, так и ТЭЦ, говорит он, подкосили несколько ограничительных решений. Среди них – введение механизма price cap с 2011 года (стоимость мощности установлена на уровне КОМ1 2010 года), отказ от индексации цены на мощность, введение механизма оплаты с 2011 года не максимальной располагаемой мощности, а фактически предоставляемой; отрицательная индексация тарифов на мощность по регулируемым договорам; отказ от вывода из эксплуатации убыточных станций, несущих тепловую нагрузку (отметим, что специалисты «Совета рынка» выявили не менее 7 ГВт мощностей в России, которые нельзя вывести по этой причине).

Общая проблема в том, что закон о теплоснабжении, принятый в июле 2010 года и предполагающий постепенную либерализацию и создание рынка тепла, так и не был дополнен необходимыми подзаконными актами. Тарифы на тепло продолжают находиться в ведении региональных регуляторов. Причём модель тарифообразования дестимулирует любую оптимизацию расходов: если собственник снижает себестоимость отпуска тепла, то есть инвестирует в повышение эффективности теплоснабжения, ему сразу же снижают тариф.

Не ликвидируется и проблема неплатежей в теплоснабжении. Задолженность на рынке тепла на конец 2011 года оценивается в 97,2 млрд рублей (оценка Минэнерго) – 137 млрд рублей (оценка коллекторского агентства Morgan & Stout). Задолженность на оптовом и розничном рынках электроэнергии, с одной стороны, ещё выше: на июнь этого года, по данным ОАО «ЦФР», на опте задолженность составляла 38,31 млрд, на рознице – 98,1 млрд рублей. Однако с ноября прошлого года был выпущен ряд правительственных постановлений и распоряжений, в первую очередь недавнее постановление № 442, которые увеличивают ответственность за нарушения платёжной дисциплины на рынках электроэнергии. Дисциплина же в сфере оплаты тепла при этом никак не привязана к дисциплине на энергорынках и к следящим за последней механизмам. А в силу социальной чувствительности такого варианта, как прекращение теплоснабжения неплательщиков, за решение этого вопроса вообще берутся неохотно.

ТГК стараются бороться с неплатежами населения творчески: конфискуют автомобили в уплату долга или заставляют сдавать взятые билеты на поезд или самолёт. Однако без системных решений никаких глубинных перемен ожидать не стоит. В конце мая премьер РФ Дмитрий МЕДВЕДЕВ потребовал к сентябрю принять исчерпывающие меры по борьбе с долгами; звучало предложение подключить к этой борьбе представителей силовых ведомств. Пока вопрос неплатежей и тарифообразования не решён, такая заметная составляющая бизнеса ТЭЦ, как теплоснабжение, лишена инвестиционной привлекательности.

Будущее энергореформы

Обстановка ручного регулирования отрасли, сдерживающая развитие рыночных механизмов, вкупе с отставанием либерализации рынка тепла заставляет генераторов говорить о том, что за пределами ДПМ развитие невозможно. «Если в 2011 году экономически обоснованная плата за новую мощность по ДПМ (за вычетом доходности на РСВ) составила от 480 до 725 тыс. рублей МВт/ мес., а плата за новую мощность вне ДПМ составляет 118 тыс. рублей МВт/мес., то ни один здравомыслящий инвестор в тепловую генерацию вкладывать не будет», – говорил Андрей БУРЕНИН. Если бы маржинальные доходы не обрезались вручную, то можно было бы окупать строительство новых станций, вытесняя конкурентов с более изношенными мощ- ностями за счёт опережающего роста цены на энергоносители, однако сейчас условия для чистой КПД-конкуренции отсутствуют, и альтернативы ДПМ нет. Гендиректор «Газпром энергохолдинга» Денис ФЁДОРОВ призывает к введению механизма, аналогичного ДПМ, и для проектов капиталоёмкой модернизации (капзатраты по которым составляют 75–85 % от капзатрат на новое строительство). Дискуссия о «новых ДПМ», «ДПМ-штрих» продолжается.

Что же касается действующих ДПМ, то в этом году начался процесс переноса площадок будущих станций. Реальное развитие спроса показало, что строить их в изначально обозначенных точках невыгодно. В результате Fortum уже добился переноса двух планируемых энергоблоков из Тюменской области на Челябинскую ГРЭС. «Интер РАО» также стремится перенести проект по строительству третьего блока Южноуральской ГРЭС-2 на Верхнетагильскую ГРЭС, а четвёртый блок Нижневартовской ГРЭС – на Пермскую ГРЭС.

Параллельно государство пытается решить ещё одну проблему, оставшуюся в наследство от дореформенной энергетики, – перекрёстное субсидирование. Его суть в том, что промышленность субсидирует электроэнергию для населения, а магистральные сети – распредсетевой комплекс. В результате реформы этот процесс был локализован в сетях и рознице, где есть гарантирующий поставщик и нет конкурирующих сбытов. Эту проблему государство постепенно решает, создавая условия для конкуренции в рознице и упрощая выход потребителей на оптовый рынок (постановление № 442, в частности, ликвидировало для гарантирующих поставщиков часть возможностей блокировать выход потребителей на опт, действуя в сговоре с региональными властями). Потребители признают, что теперь у них появились аргументы для торга с гарантирующими поставщиками. Перекрёстное субсидирование (а его объём сегодня оценивается в 250 млрд рублей) надеются сократить, устранив конкуренцию между ФСК и «Холдингом МРСК» – сейчас «Холдинг МРСК» передан ФСК в управление, что, как полагает правительство, позволит распространить согласованную техническую политику и единые управленческие решения на весь электросетевой комплекс России.