Проблемы РАО «ЕЭС России» риск инвестора

12.15. ПРОБЛЕМЫ РАО «ЕЭС РОССИИ» - РИСК ИНВЕСТОРА

Зайцева С.С, к.э.н., доцент Московский институт предпринимательства и права Перейти на Главное МЕНЮ Вернуться к СОДЕРЖАНИЮ

Реформа РАО «ЕЭС России» подходит к концу, но реформа российской электроэнергетики в целом пройдена только на треть. Сделан фундаментальный шаг вперед. Нынешней команде профессионалов, работающих в энергетике, удалось реально развернуть отрасль, перевести ее на рыночные механизмы.

За предыдущие пять лет сделано очень многое. Запущен новый механизм оптового рынка электроэнергии и мощности, включая рынок «на сутки вперед», и уже можно говорить, что новый формат рынка в значительной степени состоялся. На 95% завершена приватизация генерирующих компаний, очень многое сделано для формирования правильного инвестиционного климата в отрасли, для повышения стоимости энергоактивов. РАО «ЕЭС России» совершило невозможное.

Тем не менее, хотелось бы остановиться на проблемах, с которыми могут столкнуться в будущем стратегические инвесторы. Одна из таких проблем - критическое состояние действующих основных фондов. За бурными обсуждениями по продаже активов - кто, кому, за сколько и что продает, а также кто, кому и насколько уступает - мы забываем о чрезвычайно тяжелом положении российской электроэнергетики с точки зрения состояния фондов. Об этом свидетельствует целый ряд крупных аварий и инцидентов, произошедших в минувшем и в начале этого года, таких как обрушение кровли на Сургутской ГРЭС-2, взрыв генератора на Рефтинской ГРЭС, авария на ТЭЦ-1 в Улан-Уде, не говоря уже о множестве мелких неполадок.

Все это свидетельствует о достаточно опасной тенденции. Несмотря на общий рост объема инвестиций, действующие основные фонды остаются в критическом состоянии, и улучшения этой ситуации пока не предвидится. Дело в том, что инвестиции, приходящие в российскую электроэнергетику, в основной своей массе концентрируются не на старых мощностях, а на строительстве новых. Они не решают системно вопрос со старыми мощностями. Более того, в условиях роста инвестиционной программы ресурсы перетекают со старой генерации в новую. Это связано с тем, что существуют жесткие обязательства по вводу новых объектов, в том числе договоры на поставку мощности.

Следующая проблема - менеджмент. К сожалению, унаследованная система с «золотыми парашютами», когда руководитель компании, возглавляющий команду из 15-20 человек, может просто написать заявление по собственному желанию и получить двухгодичный оклад, не стимулирует менеджмент оставаться работать в компаниях. Наблюдается массовый исход менеджеров из ряда генерирующих компаний, потому что им выгодно закончить свою работу в этой компании -эта система формировалась для того, чтобы менеджмент был заинтересован довести компанию до реформы, до продажи стратегам. Понятно, что защищались интересы менеджеров с точки зрения того, что новый собственник может захотеть расстаться с ними.

Но в результате получена достаточно серьезная демотивация менеджмента, сокращение побудительных мотивов к тому, чтобы оставаться работать там, где он все знает и где его компетенция может быть востребована больше всего.

Еще одна проблема, возникающая сегодня перед инвесторами - это утвержденные и реализуемые инвестпрограммы генерирующих компаний. Когда их формировали, ни у кого в России не было опыта правильного структурирования инвестпрограмм, структурирования контрактов, опыта «обвязки» с поставщиками топлива и т. д. При этом в связи с бумом строительства индекс роста цен на оборудование, работы и услуги вырос не на десятки процентов, а по многим позициям почти в разы. И здесь возникает серьезная, фундаментальная, скрытая проблема, которая сегодня скрыта внутри генерирующих компаний. Происходит явный разрыв между ожидаемой и реальной окупаемостью инвестиционных проектов. Пока эта проблема почти не обсуждается, но де-факто присутствует. Это объясняется тем, что объем эмиссий был рассчитан исходя из старых цены на оборудование. На сегодняшний день цены возросли в разы, при этом возникли проблемы, связанные с тяжелым доступом к дешевым и длинным деньгам.

Осложняет ситуацию неопределенность с рынком мощности. Принимая решение о приватизации, государство обязало генераторов строить, были подписаны договоры на мощность, в которых предусматривались штрафные санкции в размере до 25% от всего объема инвестпрограммы. В ответ государство приняло на себя ответственность по вводу рынка мощности. Таким образом, здесь заложена система взаимной ответственности. Однако выполнит ли государство свои обязательства - не факт. Поборет ли оно искушение ограничивать рост цен на рынке мощности - тоже проблемный вопрос. Модель рынка, которая сегодня закладывается, предполагает, что та цена на мощность, которая установится, будет способна обеспечить воспроизводство и возвратность инвестиций по вводимым объектам, а это совершенно другой уровень. И бороться с искушением ограничивать цены на мощность, особенно в условиях борьбы с инфляцией, государству будет тяжело.

Следующий вопрос, возможный к возникновению у инвесторов, - абсолютная нерешенность проблемы, связанной с техприсоединением вводимых мощностей к электросетям. Тот уровень платы за техприсоедине-ние, который сегодня рассматривается, на 10-15%, а иногда и на 20% увеличивает затраты инвестора. Порядок, который предлагается сегодня, не был предусмотрен в инвестпрограммах генераторов. Это значит, что в дополнение к инвестпрограмме, которая была утверждена и под которую были произведены дополнительные эмиссии, появляется еще достаточно серьезная нагрузка на производителей энергии. По экспер-ным оценкам, затраты генераторов составят примерно 60-70 млрд руб. дополнительно. Таким образом, когда генерирующие компании продавались, было одно понимание по инвестициям, а теперь - совершенно другое, что беспокоит инвесторов.

Продажа последних генерирующих компаний не нашла своих инвесторов. «Электрисити де Франс», на которую так уповали аналитики, отказалась от приобретения акций ОГК-1. То есть достаточно большой, системный игрок, оценив неопределенность ситуации с рынком мощности, с техприсоеди-нением, с инвестпрограммой и другими вопросами, сегодня не прихо-

БИЗНЕС В ЗАКОНЕ

3'2008

дит в Россию. Плохо это или хорошо - другой вопрос, но это факт.

Теперь о том, что нас ждет во второй трети реформы российской электроэнергетики. Вторая треть - это как раз реализация инвестпрограмм, запуск рынка мощности, тонкая отладка механизмов, связанная с работой рынка «на сутки вперед», борьба с искушением ввести ограничения цен по верхней планке и т.д.

Это время, когда генераторы и все субъекты рынка будут учиться работать. И работать им придется в ситуации, когда ликвидность на оптовом рынке и платежеспособность потребителей, к сожалению, не растет, а ухудшается. Сегодня примерно 1,5-2% прибыли генераторов не обеспечены реальными платежами с оптового рынка. Перед нами огромная задача - обеспечить правильную трансляцию оптовых цен на розничный рынок. Потому что по мере роста цен на оптовом рынке ситуация с ликвидностью, платежеспособностью основных субъектов энергосбытовых компаний не будет улучшаться. Они могут попасть в ножницы цен - аналогичная ситуация, наблюдалась в Калифорнии, то есть вторая треть реформы будет достаточно серьезным и тяжелым этапом. Предстоит пережить период, когда генераторы начнут строить, работать будем эффективнее в рынке мощности, когда объем рынка охватит 100% производимой и реализуемой энергии, когда энергосбытовые компании будут обязаны платить в оптовый рынок, а правила трансляции электроэнергии розничным потребителям еще непонятны и не прописаны. Словом, это период становления новых участников и нового рынка вообще. В этот период будут и неудачи, и незаконченные инвестпроекты, и продажи компаний, и обмен активами.

Что касается третьего, заключительного этапа реформы, то потребность российской электроэнергетики в инвестициях до 2020 г. только в генерации составляет 10 трлн руб. В плане до 2020 г. написано 7 трлн, но реально, с индексом роста цены строительства, - это 10 трлн. На данный момент привлечен всего 1 трлн руб., т.е. одна десятая часть от потребности. Главный вопрос, на который нужно ответить во второй трети реформы, - будут ли инвестированы деньги, придут ли новые игроки, способные добавить еще 90% инвестиций, для того чтобы российская электроэнергетика удовлетворила растущий спрос. Это зависит от инвестиционного климата, от правильного формирования рынка мощности, его работы.

Сегодня никто еще не отменил постановление № 792, которое определяет набор системных функций, выполняемых РАО «ЕЭС России». И многие платят за эти функции в составе абонентной платы. Можно по-разному к этому относиться, но реорганизация РАО «ЕЭС России» требует от нас перераспределения ответственности за данные функции.

Для конечного потребителя не имеет никакого значения ни постановление № 792, ни собственно реорганизация РАО «ЕЭС России». Потребителя интересует простая вещь - чтобы у него в розетке была электроэнергия нужного качества в нужное время и в нужном объеме. Основная задача - сделать так, чтобы при передаче функций, которые выполняло РАО «ЕЭС России», потребитель эти три элемента получил. А функции, которые следует реали-зовывать - это тарифное регулирование. Говоря о регулировании отрасли, в первую очередь подразумевается именно тарифное регулирование. В долгосрочной перспективе цель - это регулирование не тарифов, а отношений между участниками, т.е. регулирование доступа к ин-

фраструктуре. На этом функции регулятора должны закончиться. В последнее время всё чаще слышится аббревиатура RAB (regulatory asset base). Так вот, RAB предполагает, что регулирующий орган один раз в пять лет устанавливает уровень доходности, темпы снижения издержек, и всё, за чем он следит дальше, это обеспечение качества оказанных услуг и доступа к ним. Это, безусловно, требует пересмотра функции регулятора.

Вместе с тарифным регулированием следует выделить антимонопольное регулирование, поскольку и то и другое влияет на конечную цену. Когда было РАО «ЕЭС России», все прекрасно понимали, что если какой-то генератор решит подать неадекватную заявку из-за якобы использованного дорогого мазута, то с помощью определенных инструментов корпоративного взаимодействия, без вмешательства антимонопольного органа эту заявку можно было снизить до обоснованного уровня. Завтра таких инструментов не будет. Это означает, что вся ответственность за злоупотребления в ценообразовании ложится на антимонопольную службу.

Из остальных функций (о чем уже говорили коллеги) следует обозначить управление собственностью, разработку стандартов качества, нормативно-правовое регулирование и, конечно, кадровое обеспечение.

Еще одной ключевой проблемой является выполнение инвестиционных программ, потому что жизнь с инвестпрограммами тоже меняется. И меняется следующим образом.

Если вчера директивно заставляли начинать строить объекты, то завтра возникнет обязанность обязаны обеспечить условия, чтобы частные инвесторы могли их достроить и начинать новые. А это потребует изменения взгляда органов регулирования на многие проблемы. Это действительно перелом в сознании, но именно это предполагают договоры предоставления мощности.

Помимо частных инвесторов большой сектор в электроэнергетике занимают компании с контрольной долей государства. Речь идет о «Росэнергоатоме», «ГидроОГК», Федерально-сетевой компании и об «Ин-тер РАО», которые государство определило как компании, где оно сохраняет свое присутствие в среднесрочной перспективе. Это значит, что если раньше тратилось много сил и времени - в основном на согласование финансовых планов этих компаний в части борьбы с операционными издержками, то на новом этапе нужно будет вести сложную дискуссию по поводу повышения эффективности сарех (капитальные затраты), потому что именно эти компании будут во многом определять издержки всей экономики на электроэнергетику. Ведь рано или поздно за сооружение атомных мощностей, гидромощностей, сетевого строительства будет платить потребитель. И задача государства - создать механизмы, которые могли бы оптимизировать сарех, потому что основная проблема управления госсобственностью состоит в более низкой мотивации менеджмента к снижению удельных капитальных вложений.

Цель оценки - представить по данному вопросу точку зрения портфельных инвесторов, т.е. тех, кто сегодня покупает на фондовом рынке акции российских энергокомпаний: генерирующие, распределительные сетевые и энергосбытовые компании.

Что касается генерации, то здесь основные риски следующие: во-первых, спрос на электроэнергию может оказаться ниже ожидаемого, что может привести к

невостребованности новых генерирующих мощностей, а значит, к неокупаемости запланированных инвестиционных проектов. Риск второй - цены на топливо растут темпами, опережающими рост цен на электроэнергию, а это значит, что генерирующие компании не имеют возможности полностью транслировать рост цены топлива в цену электроэнергии. Например, повышение цены газа в 2008 г. утверждено на уровне 25%, тогда как предельный рост тарифов на электроэнергию - на уровне только 15%. Третий риск - рост цен на железобетон, металлоконструкции и строительно-монтажные работы, превышающий прогнозные значения, что ведет к увеличению стоимости строительства станций по сравнению с утвержденными ранее инвестиционными программами. Это достаточно серьезная проблема, так как кроме удорожания строительства она может привести к срыву сроков реализации инвестиционных программ и невыполнению обязательств по договорам на поставку мощности. В случае же нарушения условий договоров на поставку мощности к генерирующим компаниям будут применяться существенные штрафные санкции. В качестве примера можно привести ситуацию с ОАО «Гидро-ОГК», которое в связи с удорожанием стоимости строительства было вынуждено недавно скорректировать свою инвестпрограмму (утвержденную буквально полгода назад!), сократив план ввода новых мощностей более чем на 1000 МВт и сдвинув сроки реализации некоторых проектов не менее чем на год.

При этом потенциал у генерации довольно серьезный. Запуск мощностей, который планируется уже во второй половине этого года, обеспечит дополнительный источник доходов для определенных генерирующих компаний. Это обусловлено тем, что генерирующие компании зарабатывают на продаже электроэнергии, а цена на свободном рынке определяется соотношением спроса и предложения. Например, по информации НП «АТС», конкурентная цена на энергорынке европейской части РФ и Урала (первая ценовая зона) в 2007 г. превысила среднегодовой тариф в 1,5 раза, а это свидетельствует о том, что спрос на электроэнергию есть и, более того, потребители готовы платить больше регулируемого тарифа. Кроме того, не исключено, что рост спроса все-таки превысит ожидания. Интересен тот факт, что уровень электропотребления в целом по России в I квартале 2008 г. по сравнению с аналогичным периодом 2007 г. вырос на 5,1%. Согласно базовому сценарию развития электроэнергетики, разработанному Минпромэнерго, среднегодовой темп роста потребления электроэнергии в России в период до 2020 г. составит 4,1%. При этом потребность в новой мощности до 2020 г. составит 180 ГВт (или 180 000 МВт). Если же допустить, что в дальнейшем спрос на электроэнергию будет расти на 5,2% в год (такой прогноз рассматривается Минпромэнерго в качестве оптимистичного), тогда потребность к 2020 г. составит около 230 ГВт новых мощностей. Следовательно, если спрос на электроэнергию окажется всего на 1% выше ожидаемого, Россия столкнется с необходимостью введения дополнительных 52 ГВт мощности, т.е. 52 млн кВт, что ввиду значительности объемов спроса, несомненно, отразится на цене, которую потребители будут готовы платить за электроэнергию.

Что касается распределительных сетевых компаний, то основная проблема заключается в том, что при существующей системе тарифообразования распредсе-ти не имеют свободного денежного потока, так как всё, что они зарабатывают, они вынуждены вкладывать в

основные фонды. Причем даже этот объем средств зачастую является недостаточным для восстановления активов, приводя к дальнейшему износу основных фондов.

Потенциал же распределительного сетевого бизнеса заключается в том, что уже в 2008 г. должна быть введена новая методология тарифообразования на основе RAB (regulatory asset base - регуляторная база капитала, на которую будет начисляться возврат инвестиций). Предполагается, что эта база должна быть больше, чем балансовая стоимость активов компаний на текущий момент. Если же ориентироваться на то, что при методе регулирования, предусматривающем возврат инвестиций на базу активов, стоимость компании на рынке должна соответствовать стоимости базы, то акционеры сетевых компаний могут ожидать значительного роста своих инвестиций (учитывая недооце-ненность сектора, потенциал роста в среднем может составить около 60%). Кроме того, по статистике, сетевые компании удовлетворяют всего половину заявок на подключение, а это значит, что потенциал для расширения их бизнеса огромный.

В заключение рассмотрим специфику бизнеса, присущую энергосбытовым компаниям - это очень интересный и сложный бизнес, о чем свидетельствуют следующие факты. Половина сбытовых компаний, созданных в результате реорганизации региональных АО-энерго, получили чистый убыток за 2007 год. Почти у половины компаний на отчетную дату по результатам 2007 г. краткосрочные займы и кредиты превышали балансовую стоимость собственного капитала в среднем в 2,5 раза. Кроме того, практически все сбытовые компании страдают от кассовых разрывов, а также испытывают проблемы с собираемостью платежей. И наконец, можно сказать, что энергосбытовой сектор находится в подвешенном состоянии, так как существует неопределенность насчет принципов регулирования данного сегмента, в частности неясна ситуация с аукционами на статус гарантирующих поставщиков. Однако, несмотря ни на что, в секторе существуют порядка 10 энергосбытовых компаний, которые имеют чистую рентабельность на уровне 36% и приемлемые балансовые показатели. Это свидетельствует о реальной возможности успешно оперировать на рынке сбыта электроэнергии. Очевидно, секрет заключается в качестве коммерческого учета и финансового планирования - в этом сегменте складывается привлекательная ситуация для инвесторов. Если действовать правильно, то компании должны стоить в несколько раз дороже, чем сегодня.