Почему Минэнерго не меняет ГОЭЛРО-2

Российские энергокомпании одна за другой объявляют о желании перенести сроки ввода объектов. Только иностранные инвесторы продолжают стойко придерживаться первоначальных планов.

«Газпром» предлагает заменить часть обязательных инвестпроектов в своих генкомпаниях (ТГК-1, ОГК-2, ОГК-6) на строительство новых блоков на станциях «Мосэнерго», рассказал генеральный директор «Газпром энергохолдинга» Денис Федоров. Рассматривается возможность переноса из Санкт-Петербурга в Сочи проекта строительства новой ТЭЦ мощностью 180 МВт, который реализует ТГК-1. ОГК-2, ссылаясь на снижение спроса, а также сложности с привлечением заемных средств, обратилась в Минэнерго с просьбой построить лишь два новых энергоблока, вместо запланированных четырех. Принадлежащая «Норникелю» ОГК-3 просит о корректировке инвестпланов в Сибири для избежания переизбытка мощностей после завершения строительства Богучанской ГЭС. Пока чиновники в раздумьях. Между тем за невыполнение обязательств грозят немалые штрафы – до 25% от суммы инвестпрограммы.

Генеральная схема размещения объектов электро­энергетики до 2020 года (ГОЭЛРО-2) изначально предусматривала ввод 37,8 ГВт (без учета «РусГидро») в течение 2008-2012 годов на сумму 1,8 трлн рублей. Из них 24,4 ГВт относились к обязательной программе, закрепленной в договорах на поставку мощности (ДПМ). Правда, тогда рассчитывали, что спрос на электроэнергию будет расти на 4–5% ежегодно. Но кризис существенно поменял расклад на рынке: потребление резко сократилось. Минэнерго прогнозирует, что в 2009 году оно упадет на 4,5% по сравнению с 2008-м, а рост начнется лишь с 2011 года – на 1,5%.

Стойкие и не очень

Не все компании пересматривают первоначальные планы. В Минэнерго отмечают: особой добросовестностью и дисциплинированностью отличаются западные инвесторы. Среди них – итальянская Enel («Энел ОГК-5»), немецкая E.On (ОГК-4) и финская Fortum (ТГК-10). Последняя, кстати, в середине июля подписала с инжиниринговой «Группой Е4» крупнейший в 2009 году контракт на строительство Няганской ГРЭС в Западной Сибири на сумму около 300 млн евро.

Аналитик «Алемара» Василий Конузин отмечает: российским генкомпаниям, аффилированным с крупными западными энергоходингами, намного легче привлечь финансирование. «Прямая связка с материнской компанией дает возможность постоянно получать заемные средства под неплохие процентные ставки, – отмечает эксперт. – У них более выгодное положение и в плане кредитных рейтингов. Кроме того, такие генкомпании активно работают с Европейским банком реконструкции и развития. У других игроков рынка такой возможности нет».

Минэнерго не раз озвучивало компании, чья работа по реализации инвестпрограмм вызывает у ведомства вопросы. Кстати, «Газпром» в их число не входит. Претензии у чиновников возникли к ТГК-2, которая должна была перейти в собственность консорциума немецкой RWE и группы «Синтез». В последний момент немецкий партнер вышел из сделки из-за разгоревшегося мирового финансового кризиса. Теперь, по мнению Василия Конузина, компания, скорее всего, окажется в руках государства. Надо же как-то реализовывать инвестпрограмму. Другая компания – ОГК-3, принадлежащая «Норильскому никелю», – потратила более 30 млрд рублей на покупку акций непрофильных активов – «Русиа Петролеум» (добыча газа) и Plug Power (альтернативная энергетика). И хотя пока она выполняет инвестпрограмму, в ведомстве недовольны такими покупками. Поэтому чиновники потребовали вернуть приобретенные активы прежним владельцам.

Нарекания также вызывает «КЭС Холдинг», владею­щий ТГК-5, ТГК-6, ТГК-7 и ТГК-9. У него нет денег на выкуп 23,6% акций ТГК-6 и 32,2% ТГК-7 у Федеральной сетевой компании (ФСК). Госдоли в генкомпаниях КЭС приобрел в прошлом году за 38,5 млрд рублей. Инвестор договорился с продавцом – ликвидированным ныне РАО «ЕЭС России» – оплатить активы в рассрочку до 1 октября 2009 года. На сегодня КЭС внес всего 2 млрд рублей. Поэтому ФСК заявила о готовности расторгнуть договор на продажу этих пакетов и передать их «ИнтерРАО ЕЭС».

Выход есть. Несмотря на явные трудности с финансированием инвестпрограмм, Минэнерго не торопится утверждать какие-либо изменения по срокам ввода мощностей. А как же знаменитая речь Владимира Путина годовой давности с заявлением, что темпы ввода новых энергомощностей необходимо сохранить на уровне 2008 года в 2009–2011 годах? Несложно посчитать: в 2008-м России было введено 2 ГВт. Получается, премьер-министр ратовал за 6 ГВт в течение трех лет? Забудьте об этих расчетах. Владимира Путина неправильно поняли. Речь шла не о сокращении, а о сохранении запланированных темпов ввода мощностей. Подтверждается прозвучавшей тогда же суммой инвестиций в 1,8 трлн рублей – согласно ГОЭЛРО-2 на эти деньги должно быть построено как раз 37,8 ГВт мощностей в течение 2008–2012 годов.

В медлительности Минэнерго есть смысл, уверен Василий Конузин. «Прежде всего, необходимо понять, что будет происходить на рынках заемного капитала, – считает эксперт. – Ситуация с привлечением кредитных средств уже начала улучшаться. Если эта проблема исчезнет, то пересматривать сроки ввода мощностей наверняка не потребуется». В то же время не совсем понятна структура собственности генкомпаний, так как многие инвесторы еще не расплатились за приобретенные активы. Иными словами, пока неясно, кто именно будет отвечать за выполнение программ.

Реализация инвестпланов может окупиться за счет работы долгосрочного рынка мощности (ДРМ). Его запуск, согласно утвержденному в конце июля в Мин­энерго проекту, должен состояться 1 января 2011 года и совпасть с полной либерализацией оптового рынка электроэнергии. «Эпопея, видимо, подходит к концу. Положительный момент для генерации, так как неопределенность по данному вопросу является основным риском для инвесторов в секторе, – отмечает Олег Зотиков из «Велес Капитала». – На мой взгляд, предлагаемые условия рынка должны удовлетворить генераторов».

Долгосрочный рынок мощности разрабатывался как основной инструмент возврата инвестиций генераторам. Он устанавливает правила постоянных выплат генкомпаниям, которые должны компенсировать условно-постоянные расходы электростанций. Именно через ДРМ инвесторы будут окупать вложения в строительство энергоблоков. Несмотря на высокие показатели операционной рентабельности 2009 года (около 20%), доходы тепловой генерации не позволяют компаниям в полной мере профинансировать инвестиционные программы, которые в большинстве случаев не претерпели изменений по сравнению с докризисным вариантом, уверен Василий Конузин. Общий объем обязательных вводов на 2009–2011 годы в 24,4 ГВт мощностей в текущих ценах обойдется энергокомпаниям примерно в 1 трлн рублей, посчитал он.

Перспективы

Концепция рынка предполагает, что вся мощность будет разделена на новую и старую, построенную до 2007 года. Ставки по новой мощности будут ограничены 500 тыс. рублей за МВт в месяц для европейской части России и 600 тыс. рублей за МВт в месяц для Сибири. «Таким образом, предельная годовая ставка по мощности составит около $180–200 за кВт при сроке гарантированной оплаты, равном семи годам, – говорит Василий Конузин. – Строительство 1 кВт новой газовой мощности обходится в $1 тыс., соответственно, с учетом средневзвешенной стоимости капитала и заложенной нормы рентабельности генераторы получат возможность окупить от 85% до 90% капвложений». Предварительные ценовые предложения Минэнерго выгодно отличаются от сложившейся конъюнктуры. Для сравнения: по результатам конкурентного отбора мощности, ставка для «Мосэнерго» составила всего 370 тыс. рублей за МВт.

Порог для старой мощности в 2011–2014 годах будет установлен как средневзвешенный тариф на мощность по каждой ценовой зоне за вычетом инвестиционной составляющей. Пока тариф для старой мощности в европейской части России составляет 110 тыс. рублей за МВт и 117 тыс. рублей МВт для Сибири. В 2015–2018 годах максимальная цена для старой мощности будет увеличиваться не только на уровень инфляции, но и на 20, 25, 33 и 50% соответственно, что позволит к 2019 году выровнять ставки на новую и старую мощности.

Предлагаемая концепция рынка мощности призвана стимулировать инвестиции в генерацию. Кроме того, по мнению Александра Котикова из «Тройки Диалог», большая топливная эффективность от новых станций позволит показывать лучшие финансовые результаты на параллельном рынке электроэнергии. Впрочем, пока предельные уровни ставок на мощность являются лишь предложением Мин­энерго и могут быть скорректированы.

Анна Золотая, "Финанс", № 37 (320) 12.10-18.10.2009