Условия для инвестирования в электроэнергетику России

Статья посвящена анализу условий инвестиционной привлекательности электроэнергетики России, стимулирования электроэнергетических компаний к вложению средств в финансирование инвестиционных проектов, в первую очередь условий, гарантирующих выполнение новыми собственниками инвестиционной программы электроэнергетики при переходе к целевой модели рынка.

Условия для инвестирования в электроэнергетику России

Г. И. ШЕВЕЛЕВА,

УРАН Институт систем энергетики им. Л. А. Мелентьева

СО РАН,

Иркутск

Кризис и изменения в инвестировании

Электроэнергетика, безусловно, является одной из основных инфраструктурных отраслей. Чтобы обеспечить надежную базу развития страны, ликвидировать угрозу возможного энергодефицита, инвестиционной программой холдинга РАО «ЕЭС России» на 2008-2012 гг. предполагалось ввести в строй 43,9 ГВт генерирующих мощностей с общим объемом инвестиций 4, 4 трлн руб., из которых 4,2 трлн руб. планировалось вложить в сети, тепло- и гидрогенерацию1. На рис. 1 представлена динамика вводов и инвестиций (до 1998 г. - в неденоминированных рублях) по холдингу РАО «ЕЭС России». Значения вводов и инвестиций на 2008-2012 гг. соответствуют новой целевой структуре отрасли, сложившейся после ликвидации холдинга РАО «ЕЭС России».

Источники и размеры их предполагаемого использования для этой инвестиционной программы приведены на рис. 2. Основная часть инвестиций планировалась от внешних инвесторов.

1 Выступление председателя Правления РАО «ЕЭС России» А.Б. Чубайса на ежегодной конференции «РАО «ЕЭС России» - открытая компания» 3 июня 2008 г. (http://www.rao-ees.ru/ru/news/conf030608/show.cgi?content.htm).

© ЭКО 2009 г.

ГВт 16 14 -12 - ' 10 8 6

- Вводы, ГВт

- Инвестиции,трлн руб.

Трлн руб 1,2

1

0,8 0,6 0,4 0,2 0

2

0 2

Рис. 1. Динамика вводов и инвестиций (в текущих ценах) по холдингу РАО «ЕЭС России» в 1996-2012 гг.

Источник рис. 1—2: годовые отчеты РАО «ЕЭС России» за 1996-2006 гг. (http://www.rao-ees.ru/ru/investor/reporting/show.cgi?content/htm).

Прочие - 732,6; 17%

Кредиты и займы 886,2; 20%

Частные инвестиции - 1433,8; 33%

Собственные средства - 1321,3; 30%

Рис. 2. Источники финансирования инвестиционной программы электроэнергетики России на 2008-2012 гг., млрд руб., %

Под воздействием финансово-экономического кризиса инвестиционная программа холдинга РАО «ЕЭС России» на 2008-2012 гг., вошедшая в Генеральную схему размещения объектов электроэнергетики до 2020 г., должна измениться. Основная причина - падение объемов потребления электроэнергии. Некоммерческое партнерство «Совет рынка» прогнозирует их уменьшение в 2009 г. на 4-8% по сравнению с 2008 г. (в Генсхеме предполагалось ежегодное увеличение электропотребления на уровне 4%). Объемы вводов мощностей по ряду генерирующих компаний в пятилетний период могут быть снижены на 20%, а сроки по ним - перенесены.

В результате пересмотра планов по новым вводам возможно снижение стоимости инвестиционной программы на 1 трлн руб.2

Кризис повлиял и на источники финансирования инвестиционной программы электроэнергетики. В связи с ухудшением конъюнктуры на отечественном и западных фондовых рынках генерирующие компании перенесли или отложили сделки по первичному размещению акций. К дополнительной эмиссии акций, видимо, прибегнут те генерирующие компании (например, ОГК-1, «РусГидро»), у которых ее гарантированно выкупят государственные банки.

Кредиты стали менее доступными, сроки их предоставления сократились, процентные ставки по кредитам, наоборот, увеличились. Финансировать в условиях кризиса инвестиционные программы ряда электроэнергетических компаний посредством долгосрочных банковских кредитов стало возможным лишь при государственной поддержке с использованием кредитных инструментов, госгарантий, субсидирования процентных ставок и других. Общий объем средств в начале 2009 г., которые правительство готово было предоставить компаниям электроэнергетики на покрытие дефицита финансирования их инвестиционных программ, составлял 146 млрд руб.

Частные собственники генерирующих компаний, в основном, пытались обойтись без поддержки государственных банков, считая условия их кредитования невыгодными. Зарубежные инвесторы российской генерации и в условиях кризиса рассматривали кредитование как основной источник для выполнения своих инвестиционных программ. В частности, ОГК-5, подконтрольная итальянскому энергоконцерну Е^1, подписала кредитное соглашение с Европейским банком реконструкции и развития о предоставлении ей кредита на финансирование строительства в 2009 г. в размере 120 млн евро сроком на 12 лет (причем без залогового обеспечения и по ставке значительно ниже рыночной). Планируется привлечение очередного кредита в начале 2010 г. для выполнения оставшейся части инвестиционной программы компании3.

2 Наследие Чубайса поделят натрое (http://www.rbcdai1y.ru/print.shtmP2009/ 02/20^к/402828).

3 ОГК-5 заняла у миноритария (http://www.rbcdai1y.ru/print.shtmP2009/ 03/02^/403979).

Может увеличиться количество размещаемых корпоративных облигационных займов. Выпуск «традиционных» корпоративных облигационных займов под приемлемые ставки рыночной доходности в кризисных условиях, скорее всего, проблематичен. Однако у компаний электроэнергетического сектора, ведущих строительство особо значимых и капиталоемких инфраструктурных объектов, появляется возможность выпуска инфраструктурных облигаций под гарантии РФ. О намерении выпустить инфраструктурные облигации объявило «РусГидро».

Минэкономразвития РФ предложило выпускать такие облигации как на весь срок окупаемости инвестиционного проекта, так и на более короткие сроки с возможностью дополнительной эмиссии и рефинансирования предыдущих выпусков на текущих уровнях доходности. Инфраструктурные облигации рассчитаны на государственные банки, получающие от государства кредиты на льготных, нерыночных условиях, и на других институциональных инвесторов (пенсионные фонды и страховые компании). Внешэкономбанк в 2009 г. может получить возможность инвестировать до 80% средств пенсионных накоплений в инфраструктурные облигации4.

Для привлечения масштабных инвестиций в электроэнергетику России, сопоставимых по объему с размером резервного фонда РФ (4,8 трлн руб. на начало марта 2009 г.), особенно в условиях растущего спроса на инвестиции, увеличивающейся конкуренции за их получение между различными странами и компаниями, обострившегося мирового кризиса ликвидности, необходимо повышать инвестиционную привлекательность отрасли. В процессе перехода к целевой модели (конкурентному рынку электроэнергии) - посредством снижения возможных рисков долгосрочных вложений, в дальнейшем - за счет заблаговременного формирования сигналов инвесторам задолго до того, как результаты этих решений будут востребованы рынком.

К созданию условий для инвестирования в электроэнергетику необходимо подходить комплексно (рис. 3).

4 ВЭБ поддержит банки (http://www.rbcdaily.ru/print.shtmP2008/11/28/ finance/392469).

Рис. 3. Условия для инвестирования в электроэнергетику России

Условия инвестиционной привлекательности отрасли

К числу важнейших условий для привлечения инвестиций в электроэнергетику России относятся создание конкурентного рынка электроэнергии (мощности) и либерализация цен на нее.

В соответствии с постановлением правительства РФ5, все новые мощности, введенные после 2007 г., должны выйти на нерегулируемый рынок. Федеральный закон «Об электроэнергетике» с 2011 г. запрещает госрегулирование цен.

Динамика либерализации рынка электроэнергии представлена на рис. 4. Оценка темпов его либерализации на 2008-2011 гг., предложенная РАО «ЕЭС России», на 10% превышает утвержденные правительством РФ.

Реальные темпы либерализации рынка электроэнергии могут оказаться ниже утвержденных правительством РФ, даже само создание конкурентного и полностью либерализованного рынка ставится под сомнение6. В частности, по причине последствий складывающейся в генерации структуры собственности и антиинфляционных настроений правительства РФ.

100 80 60 -40 20 0

-90*'

Фактические темпы либерализации (факты и оценки) ] Обязательное увеличение доли либерализованного

~18

1 сент. 2006

1 янв. 2007

1 июля 2007

1 янв. 2008

1 июля 2008

1 янв. 2009

1 июля 2009

1 янв. 2010

1 июля 2010

1 янв. 2011

Рис. 4. Динамика либерализации рынка электроэнергии в 2006-2011 гг., %

В структуре собственности генерации (по итогам продаж государственной доли и дополнительных эмиссий оптовых генерирующих компаний (ОГК) и территориальных генерирующих компаний (ТГК)) явно доминируют несколько крупных отечественных промышленных групп (табл. 1). Не исключена

5 Постановление правительства РФ от 31.08.2006 г. № 529 «О совершенствовании порядка функционирования оптового рынка электроэнергии (мощности)».

6 См., например: Милов В. Незавершенная работа (htpp://www.milov/ info/articles/php?printversion-yes&id-835).

Крупные акционеры электроэнергетических компаний России*

^упные акционеры Доля в акционерном капитале компаний, %**

«ХЭС-Холдинг» Оге-1

«Газпром» Оге-2

«Группа Е4» ОТС-1

«Норникель» Оге-3

«Лукойл» Тге-8

«Онэксим» Тге-4

СУЭК Тге-12

E.ON Оге-4

Enel Оге-5

Fortum Тге-1

RWE + «Синтез» ТГK-2

ECN + РЖД ТГK-14

* Данные на начало июля 2008 г.

** Доли менее 17,7 % не рассматривались.

Источник: «Структура акционерного капитала» с сайтов всех ОГК и ТГК (http://www.ogk.com; http://www.tgk.com); Итоги реформы электроэнергетики подведены (http://www.quote.ru/stocks/news/2008/07/01/ 32002063^^).

вероятность использования этими группами своих лоббистских возможностей в дальнейшем укрупнении компаний, в том числе через потенциальную заинтересованность иностранных инвесторов продать свои пакеты в генерации (например, «Газпрому» в обмен на газовые активы). Эти группы могут «разобрать» эффективные электростанции на долгосрочные контракты поставки электроэнергии по низким ценам, а остальным потребителям достанется наименее эффективная генерация.

Возможно манипулирование объемами поставок топлива, ценами на электроэнергию через цены на топливо. В частности, при доле газа в 68% в структуре топливного баланса тепловых электростанций РФ и осуществлении 79% всех его поставок на эти электростанции структурами «Газпрома» поставки газа с его стороны могут быть разделены: «своим» и «не своим» электростанциям. Трудно конкурировать на равных, если конкурент контролирует поставки природного газа. Конкуренцию может сменить ее иллюзия, активно поддерживаемая новыми монополистами. Высокая монополизация рынка, отсутствие конкуренции, как правило, считаются

первичными источниками роста инфляции, реальные темпы роста которой в стране пока превышают значения, прогнозируемые Минфином и Минэкономразвития РФ. Эксперты не исключают ускорения инфляции в 2009 г. до 20% по сравнению с официальным прогнозом Минэкономразвития по этому показателю в 13-14%.

Не исключено, что, сдерживая инфляцию, правительство РФ продолжит регулирование тарифов на электрическую энергию в нарушение установленных темпов либерализации рынка.

В процессе перехода к целевой модели конкурентного рынка сохранится тарифное регулирование на энергию, хотя полностью рыночные механизмы регулирования в России, скорее всего, невозможны и в дальнейшем. В частности, тепловой рынок, видимо, может быть только локальным из-за существенных потерь при передаче тепла на большие расстояния. Инвесторы в ТГК ожидают дальнейшего совершенствования тарифного регулирования на тепловую энергию (ведь в зависимости от региона доля выручки от продажи тепла в общих доходах от реализации энергии этих компаний оценивается в 20-50%).

Регулирование тарифов, особенно в области производства тепловой энергии, остается непрозрачным и политизированным, несмотря на законодательные изменения, направленные на создание более прозрачной нормативной базы. А именно: увеличена продолжительность действия тарифов (от одного года до трех лет в рамках двусторонних регулируемых договоров), пересмотрена формула их установления (применение метода индексации регулируемых тарифов (цен) на электроэнергию (мощность)), а также покрытия тарифами на электроэнергию «экономически обоснованных» расходов на ее производство.

Однако даже при «экономически обоснованных» расходах регулирующие органы под давлением извне могут просто не утвердить компаниям соответствующие этим расходам тарифы, нарушая требования действующего законодательства. При слабом правоприменении в России компаниям вряд ли удастся защитить свои права в суде.

В созданной после ликвидации РАО «ЕЭС России» новой структуре электроэнергетики необходимо исключить риск

потери управляемости отраслью, обеспечив «тонкую настройку» управления в новых условиях. Нужна четкость в распределении сфер ответственности между государством и субъектами рынка электроэнергии (мощности), в вопросах взаимодействия между ними, чтобы единая энергетическая система как единый технологический комплекс не утратила целостность, и постреформенная отрасль не погрязла в различных конфликтах и разбирательствах.

Расчет тарифов за оказываемые монопольные услуги по передаче электрической энергии по сетям, диспетчеризации и т.д. должен быть прозрачным и открытым, а используемые для расчета формулы - неизменными сколько-нибудь продолжительное время, чтобы у инвесторов была возможность сориентироваться в размерах будущей платы за эти услуги в цене на электроэнергию.

Обеспечение недискриминационного доступа к сетям является одним из важных условий привлечения внешнего финансирования в российские генерирующие компании. Инвесторам в положениях по обеспечению технологического присоединения новой генерации к этим сетям нужна исчерпывающая и понятная информация о гарантиях, порядке и механизмах такого присоединения, об обоюдной ответственности сторон, в том числе и за несоблюдение сроков выполнения мероприятий, необходимых для подключения к сетям. Порядок их урегулирования должен быть заранее определен и максимально отлажен правительством РФ, к полномочиям которого отнесены эти вопросы. Определение размера оплаты за присоединение к сетям должно быть прозрачным, чтобы сетевые компании не решали вопросы своего развития путем ее неконтролируемого увеличения, способного отпугнуть инвесторов от вложений в генерацию.

Механизм гарантирования инвестиций принят постановлением правительства РФ еще в 2005 г.7, чтобы привлечь инвесторов в строительство газовых тепловых электростанций

7 Постановление правительства РФ от 07.12.2005 г. № 738 «О порядке формирования источника средств на оплату услуг по формированию технологического резерва мощностей по производству электрической энергии и финансирования объектов по производству электрической энергии в целях предотвращения возникновения дефицита электрической мощности».

в энергодефицитных районах, куда при прочих равных условиях они не придут. Применение этого механизма должно обеспечить частным инвесторам возврат вложенных средств и неизменный уровень дохода вне зависимости от колебаний цен на конкурентном рынке. Даже если построенная новая станция не будет задействована, ее строительство с момента ввода в эксплуатацию оплатит Системный оператор через заложенную в его тариф дополнительную плату за услуги по формированию перспективного технологического резерва.

Постановление правительства РФ по механизму гарантирования инвестиций было принято, но ни одна из компаний им пока так и не воспользовалась. Видимо, необходимо вносить изменения в это постановление, в частности, по: удлинению срока действия механизма (в постановлении он ограничен 2010 г.); увеличению общего объема вводимых мощностей, построенных с использованием данного механизма, отчасти связанного с предложениями увязать его с моделью долгосрочного рынка мощности (в постановлении этот объем не превышает 5 МВт); разработке дополнительных положений об ответственности Системного оператора за возможное ненадлежащее исполнение своих обязательств перед инвесторами (наряду с присутствующими в постановлении штрафными санкциями к инвестору за неисполнение им взятых на себя обязательств).

Заключение долгосрочных двусторонних договоров с крупными покупателями электроэнергии и поставщиками топлива послужило бы дополнительным стимулом для потенциальных инвесторов. У инвесторов отчасти появились такие возможности при создании нового оптового рынка энергии и мощности и переходе от регулируемого сектора к долгосрочным двусторонним регулируемым договорам на электрическую энергию (мощность). Но ограничение на предельный срок их заключения (до пяти лет) пока не способствует принятию компаниями инвестиционных решений, поскольку срок окупаемости может достигать 10 лет. Решать эту проблему, по-видимому, следует с помощью двусторонних свободных (нерегулируемых) договоров и создания рынка производных финансовых инструментов.

Проработка возможностей и условий заключения долгосрочных договоров на поставку топлива в энергетику страны началась еще в 2005 г. Поставщики мазута и угля, рынок которых либерализован, уже тогда были готовы заключать долгосрочные контракты, проблемы возникли с поставщиками газа. По причине низкого тарифа на поставку газа для российских промышленных потребителей, не покрывающего затраты на добычу, транспортировку и переработку этого топлива, «Газпром» не только не пошел на заключение долгосрочных договоров с компаниями отрасли, но и продолжал ежегодно торговаться с ними о снижении объемов поставок газа. Предложения Минпромэнерго РФ по учету этих затрат «Газпрома» при определении цены на газ в долгосрочных договорах на поставку топлива были отклонены. Не приняли энергетики и предложенную «Газпромом» формулу установления цены на газ. Достичь компромисса не удалось.

Лишь либерализация и внедрение конкурентных механизмов в газовой отрасли, в том числе через обеспечение независимым производителям природного газа доступа к «трубе», могли бы способствовать внедрению практики долгосрочных договоров на поставку топлива в электроэнергетику страны и, соответственно, построению оптимальной системы долгосрочных коммерческих отношений между топливными и энергетическими компаниями.

Инвесторы заинтересованы в дальнейшем развитии рынка электроэнергии (мощности). Одно из направлений такого развития - создание обслуживающих работу энергосистемы «вспомогательных» рынков системных услуг и производных финансовых инструментов.

Рынок системных услуг нужен для поддержания требуемого уровня надежности и заданных технических параметров энергосистемы. Потребители на этом рынке смогут заключать договоры на регулирование нагрузки, согласно условиям которых системный оператор имеет право (в случае резкого всплеска потребления электроэнергии) ограничить ее подачу такому потребителю, и ограничение на поставку будет ему оплачено. Производители получат возможность заключать

договоры на поддержание частоты и напряжения в сети, обеспечение резервов мощности.

Необходимость рынка производных финансовых инструментов связана с управлением ценовыми рисками в рыночной электроэнергетике. На этом рынке могут заключаться форвардный, фьючерсный или опционный договоры между участниками о будущей цене электроэнергии (мощности), позволяющие им в зависимости от складывающейся на рынке конъюнктуры цен переносить риск их изменения с одной стороны на другую, получая ценовую определенность на согласованный период времени. С целью перераспределения ценовых рисков на рынок производных финансовых инструментов могут привлекаться и не связанные с электроэнергетикой участники (инвестиционные компании, банки и др.).

Объявленное во втором полугодии 2008 г. начало работы этого рынка не состоялось, в частности, по причине неподготовленности нормативной базы для работы рынка производных финансовых инструментов. Нет федерального закона «О производных финансовых инструментах», а также обычно сопутствующих принимаемому новому закону необходимых изменений и поправок в некоторые действующие законодательные акты РФ, в данном случае - в Гражданский и Налоговый кодексы РФ.

Стимулирование инвестиций

Условия для инвестирования в электроэнергетику России должны не только привлекать инвесторов в отрасль, но и поощрять электроэнергетические компании вкладывать средства в инвестиционные проекты.

Около триллиона рублей частных инвестиций, привлеченных в процессе реформирования электроэнергетики, находятся на счетах компаний, и эти средства должны быть вложены именно в финансирование инвестиционной программы отрасли. Нужны дополнительные гарантии выполнения инвестиционной программы электроэнергетики новыми собственниками, в первую очередь, при переходе к целевой модели рынка.

Отчасти такие гарантирующие условия предусмотрены и содержатся, в основном, в заключенном РАО «ЕЭС России»

с новыми акционерами ОГК и ТГК соглашении об инвестиционных обязательствах, договоре между генерирующими компаниями и рынком о предоставлении новой мощности на оптовый рынок электроэнергии (мощности). Осуществление мониторинга инвестиционных обязательств компаний предусмотрено, в частности, через банковский контроль за целевым и эффективным расходованием денежных средств при финансировании инвестиционных проектов, находящихся на специальных счетах. По условиям договора о предоставлении новой мощности на оптовый рынок электроэнергии ОГК и ТГК (даже после смены собственников) обязуются в оговоренный срок предоставить на оптовый рынок определенный объем новой генерируемой мощности, предусмотренный инвестиционной программой. В случае неисполнения договора или ненадлежащего исполнения обязательств по предоставлению мощности к ним применяются санкции.

Самая высокая цена, по которой была продана «дочка» РАО «ЕЭС России», - 753 дол. за 1 кВт установленной мощности, новое же строительство в докризисных условиях начиналось от 1000 дол. за 1кВт и имело тенденцию к дальнейшему удорожанию. Так, мировые цены на энергетическое оборудование за 2005-2008 гг. в Европе (цена вводимого 1 МВт мощности) в среднем удвоились. В последние годы цены на энергетическое оборудование и материалы в России стали сопоставимыми с мировыми, отреагировав на возросший спрос со стороны электроэнергетики на их продукцию. Наконец, в результате мирового финансового кризиса существенно подорожал один из планируемых основных источников финансирования инвестиционной программы электроэнергетики - кредиты, их доступность снизилась.

Чтобы генерирующие компании смогли реализовать инвестиционную программу отрасли и не ухудшить свои финансовые показатели, необходимы действенные меры, сдерживающие увеличение стоимости сооружения новых генерирующих мощностей, включая активизацию антимонопольной работы на рынке энергомашиностроительной продукции, разработку программы поддержки развития отечественного машиностроения. Нужны дополнительные меры со стороны государства

для генерирующих компаний и по смягчению последствий такого удорожания, касающиеся, например, снижения или отмены ввозных пошлин на оборудование, предоставления льгот по налогу на имущество, развития рынка для распределения дополнительных издержек между производителями и потребителями.

Долгосрочный рынок мощности, запуск которого ожидается в 2009 г., должен стать важнейшим элементом оптового рынка, способным побудить генерирующие компании к строительству новых мощностей, обеспечив им долгосрочные гарантии возврата инвестиций. Пока целевая модель такого рынка окончательно не разработана и не утверждена правительством РФ, у инвесторов остаются сомнения в перспективах возврата средств, вложенных в новое строительство. Не определены юридические условия гарантий, сроки и порядок оплаты новой мощности.

Инвесторы серьезно обеспокоены отсутствием адекватной методики оценки экономической обоснованности ценовых заявок генерирующих компаний на новую мощность, когда установление цены на нее некоммерческим партнерством «Совет рынка» по итогам конкурентного отбора мощности становится для компаний просто непредсказуемым. В частности, при первом конкурентном отборе мощности НП «Совет рынка» не пропустил заявки по оплате новой мощности «Мосэнерго», посчитав их завышенными на 20%8. Установленный НП «Совет рынка» тариф на новую мощность для ТГК-1 оказался уже более чем вдвое ниже первоначальной заявки компании9. Эксперты назвали ситуацию тревожным сигналом для отрасли. Подобное «стимулирование» инвесторов к реализации инвестиционной программы российской электроэнергетики через определенные ограничения и санкции, без широкого использования экономических стимулов к инвестированию, может, на наш взгляд, лишь отпугнуть потенциальные и реальные инвестиции в ее развитие.

8 Рынок по тарифам (http://www.rbcdaily.ru/print/shtmP2008/08/01/ tek/366133).

9 Тарифная рулетка (http://rbcdaily.ru/2009/02/02/tek/399952_ news.shtm).