Август-2006 стал месяцем обсуждения инвестиционной программы РАО «ЕЭС России» на 2006‑2010 годы. Кульминацией дискуссий стала встреча Владимира Путина и Анатолия Чубайса в президентской резиденции «Бочаров ручей» 19 августа, без упоминания которой в тот день не обошлось ни одно средство массовой информации России.

У постороннего наблюдателя, узнавшего о сути этой беседы только по ее сокращенному изложению, может создаться впечатление, что глава государства и главный энергетик России говорили об общеизвестных вещах. Г-н Чубайс разъяснял основные положения неоднократно обнародованной инвестиционной программы. Президент пытался понять, как вышло, что компания, которая связывает будущее российской энергетики с привлечением частного инвестора, претендует на государственные инвестиции. В ответ Чубайс разъяснял основные положения энергореформы, доказывая, что в политике РАО ЕЭС «нет противоречий ни по сути, ни по объему». Логика реформы предполагает, что конкурентным сектором становится генерация, прежде всего генерация тепла. Именно в генерацию и будут привлекать частных инвесторов. А системообразующие активы, то есть магистральные сети, диспетчирование (СО-ЦДУ ЕЭС) и гидрогенерация (ГидроОГК) остаются под контролем государства. Следовательно, одним из источников инвестиций для них (но не единственным источником!) должны являться государственные средства.

Напомним, что 3 августа 2006 года Правительство РФ одобрило инвестиционную программу ОГК, ТГК, ГидроОГК, СО-ЦДУ, ФСК, РСК и материнской компании холдинга. По каждой входящей в холдинг компании сформированы перечни инвестиционных проектов, включающих как новое строительство, так и комплексную реконструкцию и модернизацию действующих энергообъектов. Программа предполагает вложение более 1 трлн. рублей в развитие генерирующих мощностей. Из них 650 млрд. рублей в объекты тепловой генерации должны вложить ОГК и ТГК, более 330 млрд. рублей будет направлено на развитие объектов гидрогенерации, около 50 млрд. предполагается инвестировать в электростанции, не вошедшие в состав ОГК и ТГК. Для привлечения инвестиций в тепловую генерацию будут использоваться средства от размещения эмиссий дополнительных акций (около 40%), тарифные источники (более 35%) и заемные средства (около 14%). Источники, за счет которых планируется развитие сетевой инфраструктуры, – тарифные источники, плата за присоединение к сетям, заемные средства. За счет этих источников планируется привлечь более 1 трлн. рублей. Кроме того, РАО ЕЭС намерено привлечь средства из федерального бюджета в качестве оплаты эмиссии дополнительных акций ОАО «ФСК ЕЭС» в пользу государства. Названа также стоимость инвестиционных проектов для Москвы (более 400 млрд. рублей), Петербурга (239 млрд.) и Западной Сибири (210 млрд.).

Между тем спор шел не вокруг основных положений реформы, а вокруг бюджетных инвестиций, которые должны быть привлечены в инфраструктурные компании (ФСК, Системный оператор и ГидроОГК) в 2007 году. Первоначально они оценивались в 50 млрд. рублей, но в конечном итоге РАО «ЕЭС России» и профильные ведомства договорились предусмотреть в бюджете на 2007 год 41,5 млрд. рублей. По мнению главы МЭРТа Германа Грефа, недостающая сумма может быть получена за счет продажи генерирующих активов.

Намек на этот вариант развития событий достаточно ясно прозвучал в беседе в «Бочаровом ручье». ЧУБАЙС: «В законе даже написано, что доля государства в ФСК должна быть увеличена минимум до 75%. Хотя про проценты можно спорить, но никто не спорит, все с этим согласны». ПУТИН: «Куда же будут направлены деньги, вырученные от приватизации тепловой генерации? Может, в этом и будет смысл, выручить деньги от приватизации и направить эти средства на развитие сети, в том числе магистральной?» ЧУБАЙС: «Практически почти так, только с одной поправкой: прежде всего нужно направить сети на саму генерацию, ее тоже нужно развивать, хотя и на сети тоже».

Комментарии, последовавшие в СМИ за этой беседой, напоминают описание картины «Витязь на распутье»: или государство отказывается от наращивания доли в естественных монополиях выше контрольной (что противоречит законодательству), или финансирование естественных монополий отчасти осуществляется за счет генерации, что может не понравиться миноритарным акционерам.



Инвестиции вернут с гарантией

Еще одно событие августа: утвержден механизм гарантирования инвестиций, который должен стать одним из основных источников привлечения средств в генерацию (после IPO). Ожидается, что с его помощью в ближайшие 5 лет будет построено 5 тыс. МВт энергомощностей общей стоимостью 60 млрд. рублей. Правда, возврат инвестиций начнется лишь после ввода новых станций в эксплуатацию, то есть не раньше 2008‑2009 года. Уже утверждены 6 пилотных площадок, на которых будет применен этот механизм. Этими площадками станут Уренгойская ГРЭС (там планируют построить блок в 200 МВт), подстанция в Тарко-Сале (Ямало-Ненецкий автономный округ, энергоблок в 600 МВт), Щекинская ГРЭС (парогазовая установка на 400 МВт), Серовская ГРЭС (энергоблок на 600 МВт), Кузнецкая ТЭЦ (600 МВт), Томская ТЭЦ-3 (450 МВт). Общая мощность объектов, которые планируется построить на этих площадках, – 2850 МВт.

Как будет действовать механизм гарантирования инвестиций, подробно объяснили финансовый директор РАО «ЕЭС России» Сергей Дубинин и директор департамента структурной и тарифной политики в естественных монополиях Минпромэнерго Вячеслав Кравченко на пресс-конференции, которую организовало в конце августа РИА «Новости».

До конца 2006 года будут проведены первые конкурсы среди потенциальных инвесторов по пилотным площадкам. Официальный организатор конкурса – Федеральное агентство по энергетике (Росэнерго). Победителем конкурса станет инвестор, который запросит наименьшую норму возврата. Первые договоры с инвесторами обещают заключить в начале 2007 года. По словам Сергея Дубинина, с потенциальными инвесторами уже подписаны протоколы о намерениях. Называть имена инвесторов он не стал, сообщив только, что это российские и зарубежные компании.

Как было упомянуто выше, возмещение инвестиций начнется только после ввода построенных объектов в эксплуатацию и будет осуществляться в течение 10 лет. Названная инвестором норма возврата будет заложена в тариф диспетчера – СО-ЦДУ ЕЭС как дополнительная плата за установленную мощность. Эта плата будет взиматься со всех категорий потребителей, что должно гарантировать сравнительно небольшой рост тарифа (около 2,4% по расчетам РАО «ЕЭС России»). А поскольку обязательность возмещения в виде разницы между рыночной ценой электроэнергии и ценой, необходимой для окупаемости проектов, гарантирована заранее, инвесторы избавляются от опасений, что размер тарифа не позволит окупить затраты.



НОРЭМ приняли в сентябре

Первого сентября решением правительства запущены новые правила работы оптового рынка электроэнергии и мощности, введение которого откладывалось, начиная с апреля-2006. Разработчики модели НОРЭМ ожидают, что введение практики регулируемых долгосрочных договоров позволит прогнозировать стоимость электроэнергии и мощности в среднесрочной и долгосрочной перспективе, позволит преодолеть накопление стоимостного небаланса, связанного с несоответствием между стоимостью покупаемой и продаваемой электроэнергии. Оправдаются ли эти ожидания, покажет будущее.



Комментарии экспертов:

Дмитрий Скрябин, аналитик ИГ «АТОН»:
Программа, заявленная РАО «ЕЭС России», очень амбициозна, вопрос в том, удастся ли ее реализовать. Это зависит от решений правительства, касающихся механизма привлечения инвестиций: будет ли дано «добро» на повышение тарифов, необходимое для привлечения частных инвесторов и обслуживания долгового финансирования, будет ли разрешена продажа активов.

По нашим расчетам, возможность осуществить эту программу зависит преимущественно от темпов повышения и предсказуемости тарифов (путем либерализации рынка электроэнергии либо иными способами), в меньшей степени – от таких источников инвестиций, как допэмиссия акций компаний. Это связано прежде всего с тем, что, покупая дополнительные акции компании, инвестор рассчитывает получить на них адекватный доход, который в свою очередь зависит от успешности работы компании, т. е. от величины тарифов на электроэнергию. В ином случае инвестор предпочтет воздержаться от вложений в такие активы либо платить за них минимальную цену.

О механизме гарантирования инвестиций.

Он должен стать привлекательным для инвесторов, которые предпочитают не подвергаться большому риску: ведь доходы инвесторов будут установлены заранее. Другое дело, что использование этого механизма снимает с инвестора заботу о максимизации эффективности строительства, минимизации затрат на эксплуатацию объекта. По нашим оценкам, применение данного механизма в долгосрочной перспективе приведет к более высокому росту тарифов на электроэнергию по сравнению с введением конкурентных отношений в энергетике

Наталья Порохова, руководитель отдела исследований электроэнергетики Института проблем естественных монополий:
Для доведения государственной доли до 75%+1 акция в ФСК ЕЭС, Системном операторе и ГидроОГК, как того требует законодательство, необходимо более 200 млрд. руб. Соответственно в инвестпрограмме на 2007 год РАО «ЕЭС России» просило из федерального бюджета четверть – 50 млрд. руб., однако в бюджет на 2007 год предусмотрели только 30 млрд. руб., причиной чего была позиция Минэкономразвития. Греф предложил финансировать энергетику за счет собственных средств энергокомпаний и продажи генерирующих активов. Однако данная позиция противоречит сути реформы и не в интересах как акционеров РАО «ЕЭС России», которые в результате продажи генерирующих активов и финансирования за их счет получают большую часть в менее привлекательном бизнесе, так и потенциальных инвесторов, которые, покупая генерирующие активы, будут обеспечивать развитие сетевой инфраструктуры, остающейся в государственной собственности.

При этом необходимо констатировать тот факт, что инвестпрограмма РАО «ЕЭС России» очень раздута. В соответствии с инвестпрограммой на 2006‑2010 гг. РАО планирует потратить почти 80 млрд. долл. на строительство 21 ГВт. Фактически получается, что удельная стоимость 1 кВт мощности, например, в теплогенерации будет составлять 1,9 тыс. долл., тогда как в мире в среднем строительство 1 кВт мощности тепловых станций стоит 500‑600 долл. В первую очередь необходимо повышать эффективность вложения инвестиций, а потом говорить о дефиците инвестпрограммы. При этом если обратиться к параметрам допэмиссии ОГК-5, то получается, что ее РАО будет продавать за 350 долл. за кВт, что в разы меньше удельных показателей ее инвестпрограммы и стоимости приобретаемых РАО энергоактивов за рубежом.

Действительно механизм возврата инвестиций в рамках механизма гарантирования инвестиций (МГИ) достаточно понятен. Однако МГИ направлен на создание технологического резерва мощности, и созданный в рамках проектов резерв будет находиться по контракту в распоряжении Системного оператора ориентировочно до 2018‑2019 гг. Основным риском в утвержденном механизме гарантирования инвестиций (МГИ) видится возможность дискриминации на этапе конкурсного отбора заявок нетопливных компаний. Компании, которые являются поставщиками топлива, получают явные преференции, т. к. представленные проекты должны предусматривать контракты на поставку топлива. А в случае с проектами газовых станций о конкурсе говорить будет вообще не совсем допустимо. При этом применение МГИ оправдано не во всех регионах. Например, 2 из утвержденных площадок находятся в Тюменской энергосистеме, где 70% потребления электроэнергии – это нефтегазовые компании, у которых есть свой попутный газ и которые несут базовую нагрузку. Здесь каждая компании имеет планы развития собственной генерации, и применение МГИ здесь неэффективно.

Федор Опадчий, директор по развитию и сопровождению рынков ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС»:
С точки зрения Системного оператора, российский рынок электроэнергетики был готов к запуску НОРЭМ уже во второй половине июля 2006 года. К этому времени состоялись имитационные торги на всей территории России, разработаны необходимые регламентирующие документы, проведены посвященные новым правилам рынка семинары, в том числе организованные Системным оператором. Но главные аргументы в пользу принятия НОРЭМ в ближайшее время заключаются в его целесообразности с экономической точки зрения, потому что действующий в данный момент оптовый рынок электроэнергии еще не является рынком в полном смысле слова с жесткими взаимными обязательствами участников. Во‑первых, на нем отсутствуют прямые договоры между производителями и потребителями, производителям разрешено продавать не более 15% вырабатываемой электроэнергии по свободной цене. Новая модель оптового рынка предусматривает стопроцентную оплату установленной мощности поставщику в пределах зарегистрированного ФСТ энергобаланса при условии выполнения последним требований по обеспечению готовности к работе генерирующего оборудования.

Во‑вторых, принятие правил НОРЭМ связано с введением новых правил розничного рынка, так как цены оптового рынка будут влиять и на цены розничного рынка.

И, наконец, запуск новой модели оптового рынка электроэнергии и мощности необходим с точки зрения реализации программ привлечения инвестиций, и в частности IPO, так как переход на двусторонние долгосрочные отношения позволит обеспечить инвесторам прогнозируемость результатов работы на рынке и, соответственно, возможность корректировать инвестиционные планы.

Важным элементом НОРЭМ является новая система ежечасного мониторинга и контроля за фактическим предоставлением участниками рынка генерирующих мощностей в работу, своевременным выводом оборудования в ремонт, соблюдением обязательных требований по регулированию реактивной мощности, общему первичному регулированию и т. д. Эта система организуется Системным оператором в отношении всех электростанций, работающих на рынке.

С запуском НОРЭМ в так называемых неценовых зонах оптового рынка, объединяющих территории республики Коми и Архангельской области, а также Дальний Восток, Системным оператором внедряются технологии планирования и управления режимами, максимально приближенные к используемым на оптовом рынке в Европейской части России и ОЭС Сибири. Ожидается, что к концу текущего года Правительством РФ будут отдельно установлены новые правила работы в неценовых зонах оптового рынка. По‑видимому, в неценовых зонах будет действовать механизм, не предусматривающий полностью конкурентного ценообразования при торговле электроэнергией.