Иностранные инвестиции в российскую электроэнергетику

НАУЧНЫЕ СООБЩЕНИЯ

М.В. Синицын

ИНОСТРАННЫЕ ИНВЕСТИЦИИ В РОССИЙСКУЮ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКУ

В статье анализируются масштабы участия иностранных инвесторов в российской электроэнергетике, а также их роль в институциональной и регулятивной перестройке отрасли в ходе ее реформирования. Проведено сравнение прибыльности операций электрогенерирующих компаний на российском и европейском рынках.

В Российской Федерации с 2003 г. проводится беспрецедентная по глубине, охвату и скорости перестройка электроэнергетики. Отрасль до реформы функционировала как единое целое (большей частью в составе РАО «ЕЭС России»}. В ходе реформы сферы отрасли - генерации, передачи (транспорта}, распределения и сбыта электроэнергии - были разделены с целью повышения их конкурентоспособности и уменьшения монополистических эффектов. Одним из реформенных принципов перестройки электроэнергетики стало привлечение иностранных инвесторов, которые, с одной стороны, должны были уменьшить за счет повышения управленческого и технологического уровней издержки и повысить эффективность и прибыльность приватизированных активов, с другой - обеспечить приток инвестиций в обновление изношенных и создание новых основных фондов.

Приток иностранных инвестиций в российскую электрогенерацию. В 20072008 гг. интерес к российским генерирующим активам проявили такие крупные европейские производители электроэнергии, как германские EON и RWE, итальянская Enel, финская Fortum, французская Electricite de France и чешская CEZ. В результате активы в российской электрогенерации приобрели три компании - EON, Enel и Fortum. На открытых приватизационных аукционах иностранные инвесторы купили около 10% доступных в России на тот момент генерирующих мощностей (215 ГВт}, в том числе - EON и Enel - по 4%, Fortum - 2% (табл. 1 [1]}. При этом мощности, перешедшие под контроль инвесторов, преимущественно находятся в энергодефицитных регионах европейской части России. Из российских частных компаний, пришедших на рынок электрогенерации, стоит отметить Норильский Никель, Онэксим, ЛУКОЙЛ, КЭС-Холдинг и Сибирскую угольную энергетическую компания (СУЭК}. Из них только КЭС-Холдинг установил контроль над большими, чем европейские инвесторы, генерирующими мощностями (15,8 ГВт}. Значительная часть мощностей (28%} не выставлялась на торги и осталась в распоряжении федерального и региональных правительств. С учетом государственных компаний ГЭХ, РусГидро и Росатом под контролем государства осталось около трех четвертей генерирующих мощностей.

Иностранные инвесторы участвовали в приватизации на тех же условиях, что и российские компании. Генерирующие мощности были куплены ими по ценам, лишь незначительно отличающимся от цен приобретения активов российскими компаниями: в ТГК-1 Fortum заплатил в среднем 533,9 долл./кВт [2], ГЭХ -710 долл./кВт [3]. Более высокая цена мощностей в ОГК-4, ОГК-5 и ТГК-10 (753, 686 и 767 долл./кВт соответственно} объясняется выгодностью их расположения,

лучшим качеством оборудования и высоким уровнем конкуренции среди покупателей [3]. В то же время самую высокую цену из частных российских компаний -602 долл./кВт, заплатил Норильский Никель за ОГК-3 [4].

Таблица 1

Результаты приватизации генерирующих активов в 2008 г.

Крупный собственник Генерирующая компания Доля в генерирующих мощностях, 2007 г., % Обязательства по инвестиционной программе, 2008-2012 гг., ГВт

EON (Германия) ОГК-4 4,0 2,4

Enel (Италия) ОГК-5 4,0 1,8

Fortum (Финляндия) ТГК-1*, ТГК-10 2,0 3,4

ГЭХ ОГК-2, ОГК-6, ТГК-1*, ТГК-3** 16,0 11,1

КЭС-Холдинг ТГК-5, ТГК-6, ТГК-7, ТГК-9 7,0 3,1

Норильский Никель ОГК-3 4,0 2,1

СУЭК ТГК- 11***,ТГК-12, ТГК-14 3,0 1,7

ЛУКОЙЛ ТГК-8 2,0 1,5

Онэксим ТГК-4 2,0 1,4

Энергопромсбыт ТГК-14 0,3 0,05

Синтез ТГК-2 0,2 1,5

Е4 ТГК-11*** 0,2 0,1

Федеральное и региональные

правительства ОГК-1, ТГК-3** РусГидро, Росатом 55,0 10,5

Всего 100,0 40,65

* Крупнейшие собственники ГЭХ и Fortum.

** Крупнейшие собственники ГЭХ и правительство Москвы.

*** Крупнейшие собственники СУЭК и Е4.

Всего на этапе первичной приватизации иностранные инвесторы приобрели акций на более чем 9,13 млрд. долл. (табл. 2 [1], [5], [6]). По состоянию на декабрь 2011 г. EON владеет 78,3% акций ТГК-4; Enel и Fortum - 56,4 и 93,4% в ОГК-5 и ТГК-10 соответственно; Fortum - 25,7% в ТГК-1.

Таблица 2

Иностранные инвесторы в российской электроэнергетике, 2011 г.

Компания Генерирующие мощности, ГВт Выполнение инвестиционной программы, 2011 г., % к обязательствам Стоимость приобретения, млн. долл.* Географическое местоположение мощностей

сентябрь 2007 г. сентябрь 2011 г.

ЭОН Россия, бывшая ОГК-4 (EON) 8,6 10,3 67 3940 Московская, Смоленская области, Пермский, Красноярский края, ХМАО

ОГК-5 (Enel) 8,7 8,7 46 1500 Московская, Ростовская, Свердловская области

ТГК-1 (Fortum) 6,2 6,4 88 690 С.-Петербург, Республика Карелия, Ленинградская и Мурманская области

Фортум, бывшая ТГК-10 (Fortum) * Учитывается тольк энерго и допэмиссий. 2,8 о стоимость 3,5 приобретения 28 первоначального 3000 пакета, для Ес Челябинская и Тюменская области гЫш — пакета в Лен-

Все эти компании, на наш взгляд, являются стратегическими инвесторами, так как владеют контрольными пакетами акций, а Fortum обладает блокирующим пакетом акций ТГК-1 и заинтересована участвовать в управлении генерирующими мощностями из-за экспорта электроэнергии в Финляндию. Приобретая активы, иностранные инвесторы, как и российские, приняли обязательства выполнить в 2008-2014 гг. инвестиционную программу, разработанную РАО «ЕЭС России». За невыполнение программы предполагались штрафы: 25% стоимости инвестиционных проектов (договоров предоставления мощности - ДПМ). Большая часть электростанций, над которыми они установили контроль, расположена в энергодефицитных регионах. По условиям реформы генерирующие активы в рамках приватизированных компаний распылены по огромным территориям: например, в переходящую под контроль EON ОГК-4 были включены электростанции в Смоленской и Московской областях, Пермском и Красноярском краях и ХМАО. Дисперсия мощностей по большой территории затрудняет частным компаниям реализацию скоординированной сбытовой политики, что препятствует, например, проявлению монополистических эффектов.

Насколько оправдались расчеты на массовый приток прямых иностранных инвестиций ПИИ в российскую электроэнергетику? Обзор статистических источников позволяет задать нижнюю и верхнюю границы объема привлеченных инвестиций. Росстат несколько недоучитывает приток инвестиций: за период 2000-2010 гг. - ПИИ оцениваются всего в 6,1 млрд. долл., приток в 2006-2008 гг. -в 4,5 млрд. долл. (рис. 1/.

Млрд. долл.

Рис. 1. Прямые иностранные инвестиции в производство и распределение электроэнергии, газа и воды:

0 прямые инвестиции; —♦— доля иностранных инвестиций в инвестициях в основной капитал отраслей

Следует учитывать, что в эти оценки входят также инвестиции в производство и распределение газа и воды, так как с 2005 г. российская статистика перестала выделять электроэнергетику отдельно. В то же время только в 2006-2008 гг. иностранные фирмы инвестировали в акционерный капитал генерирующих компаний 9,13 млрд. долл. Объем доступной для независимого анализа информации позволяет уверенно утверждать следующее. Во-первых, даже в максимальном варианте среднегодовые ПИИ в российскую электроэнергетику в 2000-2010 гг. не превышали 830 млн. долл. (оценка Росстата), за исключением 2008 г. - более 3,4 млрд. долл.

1 Расчеты автора по данным [7].

На рис. 1 ПИИ до 2002 г. — только в электроэнергетику.

(оценка по инвестициям иностранных компаний). Во-вторых, около 70% ПИИ поступило в ходе продажи генерирующих мощностей. В 2009-2010 гг. среднегодовой приток инвестиций в производство и распределение электроэнергии, газа и воды значительно сократился как в абсолютном, так и в относительном выражении.

Реальная институциональная среда в электроэнергетике после приватизации. Помимо приватизации генерирующих активов по идеологии реформы предполагалась глубокая институциональная перестройка отрасли, включая демонополизацию. Было заявлено, что государство сохранит контроль только в РусГидро и Росатоме, 20 остальных крупных генерирующих компаний переходили в руки частных инвесторов. Наряду с этим к 2011 г. предполагалось за счет постепенного уменьшения доли регулируемого сектора создать свободный оптовый рынок электроэнергии, на котором можно заключать долгосрочные контракты и торговать готовыми краткосрочными контрактами на рынке на сутки вперед, а также рынок мощности с договорами предоставления мощности и конкурсным отбором мощности. Ожидалось, что после определения правил игры и приватизации степень вмешательства государства будет минимальной, а частные компании смогут разрешать возникающие спорные моменты действия рынка посредством самоуправляющихся организованных отраслевых ассоциаций, например Совет рынка.

Реальная постреформенная среда в электроэнергетике принципиально отличается от ожидавшейся. К 2011 г. государство контролирует около 60%2 генерирующих мощностей, в том числе благодаря сохранению присутствия в компании РусГидро, которую предполагалось приватизировать. С участием государственных компаний в электрогенерации активно идут процессы укрупнения: в 2010-2011 гг. холдинг «Интер РАО» поглотил 41 российскую компанию (в основном энергосбыты), а Газпром-энергохолдинг стал крупнейшим владельцем генерирующих активов в России, обогнав Росатом и Русгидро. Летом 2011 г. Газпром-энергохолдинг попытался купить крупнейшего частного российского инвестора в генерирующие мощности - компанию «КЭС-Холдинг». Из-за уменьшения числа игроков и возрастающего государственного регулирования рынок становится все более олигополистичным.

В результате частные компании вынуждены конкурировать с государственными, имеющими ряд эксплицитных и имплицитных преференций. Вследствие маржинального принципа ценообразования уровень цен на рынке электроэнергии определяется высокозатратной генерацией на основе природного газа. При этом атомная и гидрогенерация, обладающие наименьшими издержками и обеспечивающие базовую нагрузку, характеризуются наибольшей прибылью. Для гидрогенерации, кроме того, до 2012 г. сохранялась инвестиционная надбавка в тарифе на мощность.

Розничный рынок электроэнергии остается непрозрачным: на нем отсутствует финансовый надзор (в то время как оптовый находится под контролем Федеральной антимонопольной службы и Федеральной службы по тарифам). Предполагалось, что информации, предоставляемой сбытовыми компаниями, будет достаточно для обоснования розничных тарифов. Но сбытовые компании не публикуют почасовых графиков закупок электроэнергии, поэтому могут назначать на электроэнергию не среднюю цену с учетом сбытовой надбавки, а максимальную исходя из всех закупок. В результате цена на электроэнергию участниками рынка постоянно повышается, на что потребители отвечают ростом неплатежей.

Особенно негативно на участниках рынка сказывается постоянное изменение правил игры. В целом примеры государственного вмешательства можно условно разделить на две группы: вызванные изменением приоритетов реформирования

2 С учетом косвенно регулируемых компаний государство контролирует почти три четверти мощностей. См. [8].

(первоначальной приоритетной целью выступало увеличение инвестиций, затем сдерживание роста расходов на электроэнергию для населения и промышленности) и вызванные необходимостью регулировать проблемы, которые в ходе реформирования откладывались на конец переходного периода. Реформа электроэнергетики предполагала, что для сетевых компаний будут введены специальные тарифы, которые позволят быстро окупить инвестиции в модернизацию и расширение сетей. В 2010 г. для Межрегиональных сетевых компаний были введены тарифы на принципе возвратности вложений (RAB-тарифы). Инфраструктурные компании запланировали крупные инвестиции, окупить которые должны были путем роста цен. В свою очередь и генерирующие компании, прогнозируя рост цен на электроэнергию, скорректировали стратегии своего развития. Тем не менее в 2011 г. российское правительство приняло решение ограничить рост тарифов на электроэнергию. Более того, региональные розничные тарифы были снижены задним числом в марте 2011 г. Несмотря на декларируемую свободу рынка мощностей, у ФАС есть право вводить «потолок» цены (price cap), что и было предпринято в 27 из 29 зон свободного перетока в 2011 г. Часть электростанций была переведена в режим вынужденной генерации, цены на мощность которой регулируются. ДПМ изначально гарантировали доходность в размере 14-15% в течение 10 лет, но теперь обсуждается возможность изменения их параметров [9]. В качестве примеров государственного вмешательства в работу отрасли в ручном режиме с целью регулирования проблем, которые в ходе реформирования откладывались на конец переходного периода можно назвать: ограничения на сбытовые надбавки и проверки сбытовых компаний, перенос срока индексации тарифов с 1 января, когда обычно происходит индексация тарифов естественных монополий, на 1 июля 2012 г. Государство стремится поддерживать баланс интересов всех участников рынка, но из-за сохранения переходного положения в отрасли (новая модель функционирования официально не принята) ограничивается управлением в ручном режиме.

Не удивительно, что в 2011 г. иностранные компании, действующие в российской электрогенерации, направили письмо главе правительства РФ, в котором отметили, что непоследовательность регулирования отрасли заставляет их задуматься о дальнейшей стратегии развития своих активов в России. В условиях высокой волатильности цен и изменчивости правил игры долгосрочные вложения являются для компаний высокорискованными. Наряду с этим ослаблены стимулы к инвестициям в эффективность: при введении режима вынужденной генерации тариф назначается на основе издержек.

Государство осознает, что хозяйственная среда в электроэнергетике заметно отличается от запланированной из-за кризиса 2008-2009 гг. и спада темпов роста спроса, поэтому инвестиционные программы были скорректированы за счет отказа от реализации части проектов и увеличения сроков их реализации.

Оценка рынком состояния компаний. В сложившихся условиях электроэнергетику в целом рынок оценивает невысоко, а частные компании особенно низко (рис. 2 [10]). В индекс электроэнергетики РТС входят 17 крупнейших по капитализации компаний, из которых только 6 - частные.

В 2007-2008 гг. - в период покупки пакетов генерирующих компаний - высокая конкуренция за активы и завышенные ожидания инвесторов привели к значительному росту индекса электроэнергетики. Однако уже в мае 2008 г. в ситуации нарастания глобального финансово-экономического кризиса индекс «РТС-энергетика» начал снижаться вслед за индексом РТС. Затем отраслевой индекс восстанавливался медленнее, чем рынка в целом. Только летом-осенью 2010 г. из-за пика цен на электроэнергию и соответствующего увеличения выручки генерирующих компаний, индекс РТС-

электроэнергетика соответственно увеличился. В дальнейшем индекс РТС восстанавливался заметно быстрее индекса РТС-электроэнергетика.

Период

(N (N (N (N

Рис. 2. Динамика российских фондовых индексов (2005-2011 гг.):

— РТС;-------РТС-энергетика

Цены акций компаний, в которых иностранные фирмы выступали в качестве стратегических инвесторов, в основном следовали за индексом электроэнергетики. При этом к концу 2011 г. ни одна из них так и не достигла уровня капитализации начала 2008 г. (рис. 3 [10]). Впрочем, на европейском рынке капитализация EON также сильно снизилась во время кризиса и к концу 2011 г. восстановилась до уровня 2008 г.

Период

СО 1Л1> СЛ

ООО

оооооооооооооооооооооооо

Рис. 3. Динамика капитализации генерирующих компаний (2008-2011 гг.):

----- ОГК-5; м ОГК-4; ТГК-1;  ТГК-10

При этом по капитализации компании с иностранным участием заметно уступали генерирующим компаниям, контролируемым государством, что объясняется как размером генерирующих мощностей, так и более высокой рентабельностью гидрогенерации при маржинальном принципе ценообразования.

Привлекательность бизнеса на российском рынке. Несмотря на падение производства в российской экономике в ходе кризиса большее, чем в других странах, и значительного отличия фактической модели рынка электроэнергетики от идеаль-

ной, которая планировалась в 2007 г., все три крупных иностранных инвестора остались в российской электроэнергетике и выполняют условия инвестиционных программ по модернизации мощностей (см. табл. 2).

Компании, в которых иностранные фирмы выступали в качестве стратегических инвесторов, показали отличные операционные показатели: объем выручки увеличился у ТГК-1 на 93% в 2007-2010 гг., у ОГК-4 и ОГК-5 - более чем на 50% (табл. 3 [1]).

Таблица 3

Ключевые финансовые и производственные показатели реализации инвестиционных программ стратегических инвесторов в 2007-2010 гг.

Показатель Год E.ON

2007 31,5 33,5 24,2

Выручка, млрд. руб. 2008 2009 37,9 40,7 42,8 43,5 22,3 23,0

2010 50,3 52,6 27,7

2007 1,5 1,5 0,1

Чистая прибыль, 2008 6,0 1,5 2,5

млрд. руб. 2009 5,5 3,2 3,7

2010 10,2 3,7 1,3

2007 13,2 11,3 4,3

Рентабельность 2008 15,3 12,4 3,7

продаж, % 2009 19,7 17,8 8,6

2010 26,2 17,6 12,8

Производство 2007 2008 54,2 56,7 38,3 43,0 16,0* 16,6

электроэнергии, 2009 54,0 41,4 16,0*

млрд. кВт-ч 2010 55,8 45,1 16,0*

* Округленные данные

Чистая прибыль за тот же период увеличилась кратно, наиболее яркий пример -компания Fortum, увеличившая прибыль почти с нуля до 1,3 млрд. руб. По показателю рентабельности продаж ОГК-4 достигла докризисного европейского уровня, а ОГК-5 приблизилась к 20-30% его уровня [11]. При этом стоимость европейских генерирующих активов, например, для EON составляет около 700 долл./кВт в 2011 г., что сравнимо со стоимостью лучших российских активов (по данным Bloomberg EON оценила генерирующие мощности в Германии и Италии - 6 ГВт в 3 млрд. евро), при рентабельности продаж около 15%.

Если сравнить показатели компаний, в которых иностранные фирмы выступали в качестве стратегических инвесторов, с отечественными, то среди ОГК наиболее эффективными генерирующими компаниями оказались ОГК-4 и ОГК-5 по показателю рентабельности (рис. 4 [1]).

Среди территориальных генерирующих компаний ТГК-10 показала второй результат (12,8%). РусГидро имела показатели рентабельности 53,9 и 49% в 2009 и 2010 гг. соответственно. Более того, в 2010 г. по сравнению с 2007 г. среди оптовых генерирующих компаний ОГК-4, ОГК-5 и ОГК-2 добились наибольших успехов, причем последняя увеличила рентабельность с 3,3 до 11%. Также только эти компании не ухудшили своих показателей в 2010 г. по сравнению с 2009 г. Аналогично, среди территориальных генерирующих компаний (за исключением имеющих отрицательные значения показателей) ТГК-1, 10 и 12 показали лучшие результаты и не ухудшили их в 2010 г. В целом компании, в которых иностранные фирмы выступали в качестве стратегических инвесторов, находятся среди лидеров по увеличению рентабельности.

2G

25

3G

Рис. 4. Показатели рентабельности продаж генерирующих компаний в 2009 г.

При этом в целом для EON показатель рентабельности равен 16 и 14% в 2009 г. и 2010 г. соответственно (табл. 4 [1]). Если исключить сверхрентабельные активы компании Fortum (48% гидро- и 48% атомной генерации в европейских филиалах), то можно констатировать, что для иностранных инвесторов вложения в российскую электроэнергетику являются высокоприбыльными даже по сравнению с европейскими отделениями.

Таблица 4

Рентабельность продаж электрогенерирующих европейских компаний, %

Компания 2008 г. 2009 г. 2010 г.

EON 15,4 16,2 14,4

Enel 20,2 26,2 24,3

Fortum 44,0 42,2 36,1

Сравнение показателей рентабельности инвестиционного (полного) капитала нельзя провести корректно, так как компании в различной степени выполнили инвестиционные программы. Можно рассмотреть показатели для ОГК, которые в основном выполнили принятые инвестиционные обязательства. В 2010 г. средняя рентабельность для ОГК составила 4,9%, при этом ОГК-4 добилась рентабельности 11,1%, ОГК-5 - 4,4%. EON добилась хороших показателей благодаря самой высокой загрузке генерирующих мощностей и самой низкой себестоимости, Enel - высокой средней цене электроэнергии ([1]). В целом компании, в которых иностранные фирмы выступали в качестве стратегических инвесторов, более эффективно распоряжаются инвестиционными ресурсами.

* * *

Таким образом, в ходе реформы электроэнергетики было привлечено более 10 млрд. долл. ПИИ. В отрасль пришли крупные европейские энергетические компании. В 2010 г. компании с иностранным участием обеспечили 13,9% всей генерации электроэнергии, без учета атомной генерации - 16,6%. Зарубежные инвесторы за 2007-2011 гг. ввели в эксплуатацию 6,7 ГВт генерирующих мощностей и запланировали ввод еще 3,9 ГВт до 2014 г. Компании, контролируемые иностранными инвесторами, вошли в число немногих компаний, которые выполнили взятые на себя инвестиционные обязательства.

Несмотря на то, что реальная структура рынка электроэнергии отличается от модели, на которую ориентировались инвесторы при принятии стратегических решений об участии в приватизационных сделках, рентабельность их деятельности в России сравнительно высока. При этом неопределенность на рынке делает новые вложения высокорискованными. Не удивительно, что в феврале 2012 г. Enel отказалась от покупки блокирующего пакета в ОГК-5, принадлежащего ИнтерРАО. Рассчитывать на приток новых крупных иностранных инвестиций в российскую электроэнергетику не приходится.

Литература

1. Данные отчетности компаний (дляРФ — поМСФО).

2. Финны дорого заплатили за русскую энергию // Газета.т, 29.02.08.

3. РАО ЕЭС продаст ОГК-4 немецкому E.On по 733 долл./кВт, а ТГК-1 - Газпрому по 710 долл./кВт. //РБК,

17.09.2007.

4. Акционеры ОГК-3 ждут от Enel предложения, от которого не смогут отказаться // Финанс №22,

11.06.2007.

3. http://www.rbk.ru

6. http://www.finam.ru

7. Российский статистический ежегодник. М.: Росстат, 2002-2010.

8. Электроэнергетика. Вопрос качества. ИФК Алемар, 2011. http://fincake.ru/stock/reviews/63976/download/64406

9. Российская энергетика: Три года спустя после ликвидации РАО «ЕЭС России» отрасли нужна новая реформа? // www.finam.ru, 23.03.2011

10. http://www.rts.ru

11. Пора подумать о потребителях // Эксперт. №8. 28.02.2011.