Страхование вместо преференций

Предпринимательские риски, с реализацией которых генераторы сталкиваются при реализации проектов на базе механизма ДПМ (ДПМ ВИЭ, ДПМ ТБО, КОММод, КОМ НГО) после начала СВО и ужесточения санкционной ситуации, не должны перекладываться на регуляторов, заявил Максим Быстров.

«Всегда считалось, что все проекты ДПМ bankable (прибыльны – ред.): банки довольны, платежи собираются, потребители платят. Несколько лет назад система начала давать сбои; стали видеть это в системе сдержек и противовесов, которая была неплохо придумана в ДПМ и в похожих системах – КОММод и КОМ НГО. В какой-то момент компании стали обращаться – давайте отменим штрафы, не будем сокращать сроки окупаемости при задержках вводов и т. д. Лично мне стало понятно, что система начинает работать не очень правильно, потому что предпринимательские риски – «чёрный лебедь» в виде санкций; форс-мажоры из-за сноса моста, по которому везли оборудование для одно из проектов ВИЭ; поднятие цен поставщиков – почему-то стали перекладываться на регуляторов. Павел Николаевич (Сниккарс, замглавы Минэнерго РФ, присутствовал на конференции – ред.) не даст соврать, и в «Совете рынка», и в Минэнерго мы постоянно сталкиваемся с тем, что приходят люди (и говорят – ред.): «нам не хватает доходности», «а у нас срок полетел», «мы в принципе не можем построить объект, так как у нас всё подорожало»… И тогда возникает вопрос – почему вы эти риски перекладываете на регуляторов? Давайте эти риски как-то страховать рыночным образом: через страховые компании страхуйте, перестраховывайте. Почему мы как рынок гарантируем на 10-15-летний срок возврат инвестиций с доходностью, которая хеджирована через доходность ОФЗ, но со стороны компаний, реализующих энергетические проекты, мы постоянно слышим просьбы подкрутить регуляторику, простить задержки, не штрафовать. И нас, если честно, это не очень устраивает», – заявил г-н Быстров.

В последние 1,5 года компании действительно постоянно обращались в Минэнерго и «Совет рынка», прося о нештрафуемых отсрочках ввода (ДПМ ВИЭ), в том числе при сохранении периода и объёма возврата инвестиций, снижении мощности проектов (ДПМ ТБО), дополнительной индексации цен (ДПМ ВИЭ). Также генкомпании «сдвинули вправо» сроки 54 проектов модернизации ТЭС в рамках КОММод суммарной мощностью 12,3 ГВт, в том числе почти 2 ГВт – более чем на год. Сейчас основная проблема при обновлении традиционной генерации – существенный, иногда кратный, рост цен на оборудование. Из-за этого от проектов КОММод без выплаты штрафов, по информации «Перетока», ранее хотели отказаться СГК, En+ Group, ТГК-2, «Квадра» и «ЭЛ5-Энерго». Так, En+ готова была отказаться от четверти (трёх из 12) выигранных проектов, приведя в качестве примера Автозаводскую ТЭЦ (модернизация 60 МВт) в Нижнем Новгороде, где стоимость увеличилась на 342% от изначального коммерческого предложения. Идея отказа от проектов без последствий для генкомпаний не нашла поддержки у регуляторов. Выступая на конференции в Сочи, глава «Совета рынка» предположил, что пришло время, когда в ситуацию должно вмешаться Минэнерго.

«Над этим надо серьёзно думать, и, Павел Николаевич (Сниккарс – ред.), мне кажется, уже надо государству вмешиваться и формировать систему гарантий, которая бы не перекладывала риски на регуляторов, то есть на нас с вами: «Совет рынка» как рыночный регулятор и Минэнерго – как государственный регулятор отрасли», – заявил Максим Быстров.

Идею о более активном развитии страхования для хеджирования рисков на уровне компаний, реализующих проекты КОММод, в целом поддержал и Павел Сниккарс, хотя он отметил, что, по словам генкомпаний, к этому часто не готовы сами страховщики. Глава «Совета производителей энергии» Александра Панина согласилась с тем, что на фоне ужесточения санкций в энергетике возникает много предпринимательских рисков. В период тарифного регулирования практики страхования рисков фактически не было, страховалось лишь имущество: предпринимательские риски можно страховать лишь имея предпринимательскую прибыль, отметила она. С появлением проектов ДПМ появились страховые продукты, покрывающие в том числе предпринимательские риски, которыми пользуется, в частности, «Интер РАО». Такая страховка не позволяет компенсировать упущенную прибыль на рынке «на сутки вперёд» (РСВ), но сюда входят риски потери платы за мощность. В прошлом году у «Интер РАО» был один крупный страховой случай по этому основанию, сообщила г-жа Панина. Но распространить эту практику на весь объём мощности затруднительно: проекты ДПМ обладают большой мощностью, при наступлении страхового случая речь идёт об очень крупных выплатах. Рентабельность страхования мощностей в КОМ при более низких ценах под вопросом, а расходы на оплату страховки значительны. Сейчас на рынке появился новый вид страхования «под КОММод» – строительно-монтажных работ, при котором страхуются сами работы, их сроки и стоимость, а также риски задержки ввода оборудования в эксплуатацию, но пока этот сегмент только формируется.

«Мы бы хотели, чтобы у нас всё было застраховано, в том числе предпринимательские риски. Но этот вид страхования на рынке пока не развит, его не предлагают десять компаний. Пока мы знаем лишь об одном страховщике, готовом выдавать такие полисы на крупные суммы. Отдельная проблема – большие страховые взносы, которые в последнее время ещё выросли: не каждая компания может себе это позволить и не для каждой такое страхование имеет смысл. Ещё одно препятствие – сложность доказывания наступления страхового случая. По мере развития рынка – роста предложения и увеличения числа страхуемых генераторов – ситуация может измениться, что позволит найти стратегические решение, при котором все стороны будут удовлетворены предлагаемыми условиями и риски не будут никуда перекладываться», – сказала г-жа Панина.

Несмотря на то, что рост цен на оборудование классифицируется регуляторами как предпринимательские риски, аномальный скачок цен поставщиков вызывает беспокойство не только у генераторов, но и у «Совета рынка».

«Спасибо нашим любимым потребителям за рост стоимости материалов: на металл на 30%, на оборудование – до 40-50%, и это видимо ещё не предел. Сейчас в рамках программ импортозамещения появляются российские аналоги, но их цена зачастую выше стоимости ранее ввозимого в страну импортного оборудования. Это всё с учётом колебаний процентных ставок и инфляционных рисков оказывает существенное давление на техперевооружение и ремонтные программы. Если говорить о новом строительстве, то удельный ценник на 1 кВт мощности по всем видам генерации, видимо, увеличился на 50%, наверное, от тех оценок, которые использовались в финансовых моделях», – рассказал первый замгендиректора «РусГидро» Сергей Киров.

«Теперь система ДПМ и похожие на неё уже не такие bankable, потому что точно есть несколько кейсов, не буду называть компании, с которыми банки попали. Зависшее в Атланте оборудование, изменившаяся ситуация с поставками другого оборудования, и так далее. И кстати, прежде всего, возросшие цены поставщиков оборудования. И это нас тоже сильно волнует. С одной стороны, мы сформировали серьёзные заказы для промышленности, а с другой, ждали поставок по тому же КОММоду по каким-то фиксированным ценам. Весьма довольные поставщики оборудования забыли, что этот заказ был сформирован правительством и рынком, и стали доблестно поднимать цены. Причём такими темпами, что много проектов принесли и сказали: «Мы их не будем реализовывать, давайте их отменим», обосновывая это возросшими ценами поставщиков», – заявил Максим Быстров. Впрочем, эта тема, очевидно, выходит за рамки компетенций отраслевых регуляторов и должна обсуждаться на уровне правительства и Минпромторга.