Обслуживающая функция энергетической отрасли нисколько не умаляет ее ведущей роли в экономике. Если сократить финансирование этой сферы, произойдет резкая деградация большинства производств. Частное инвестирование в энергетику позволяет разгрузить государственный бюджет. Оно практикуется во многих странах, но в Российской Федерации стало полноценно возможным после национализации в 2008 году. После введения санкций и рублевых колебаний произошел ощутимый отток капитала, но долю инвестиций иностранных предприятий в топливно-энергетическом комплексе РФ еще можно увеличить.
Точкой отсчета распада российской энергетической отрасли называют середину и конец 90-х годов. В тот период в обход законодательства РФ иностранные компании (чаще - американские) через подставные фирмы-однодневки постепенно скупали активы российских предприятий. Так, например, по состоянию на 30.04.1999 года более трети акций концерна РАО ЕЭС принадлежало организациям, зарегистрированным за пределами России (например, держателем 20% активов являлся Bank of New York IN).
В 2000-х спад в области энергетики был преодолен. Более 60% акций РАО ЕЭС сконцентрировалось у государства и подконтрольных организаций - номинальных держателей . Таких фирм было несколько, основные:
Но это не спасло отрасль от реформирования, и 01.06.2008 РАО ЕЭС ликвидировали, а инжиниринговый электроэнергетический бизнес передали в частные руки. Государством стало осуществляться лишь:
Что касается частных инвесторов компании, которые владели 5% от общего количества акций, то их заставили продать принадлежащие им ценные бумаги по выкупной цене, которая составляла менее 40% от первоначальной стоимости. В уведомлении о транзакции люди видели реквизиты компании Siberian Energy Investments Ltd, зарегистрированной на Кипре. Но законы не были нарушены, ведь держатель 95% акций имеет право принудительно выкупить оставшиеся ценные бумаги.
В результате прошедшей реформы РАО ЕЭС распалось на 22 фирмы (только 2 из них - государственные), а населению было предложено приобретать электроэнергию по свободным ценам с условием регулирования тарификации Антимонопольной службой.
Энергетическая отрасль - это базис для развития экономики, а потому она не может быть направлена только на получение прибыли. От развития ТЭК зависит благосостояние населения и общее социальное развитие страны, поэтому компании, задействованные в этом секторе, не могут произвольно повысить ставки на обслуживание и согласовывают любое изменение тарифной сетки с государством. Это уменьшает привлекательность инвестиций в энергетику и ставит под вопрос приток новых денежных средств. Большинство инвесторов заинтересовано в быстром обороте капитала, но срок отдачи от ТЭК в России составляет до 25 лет!
Деятельность большинства топливно-энергетических компаний сопряжена с социальными обременениями. Например, они вынуждены поставлять электроэнергию в отдаленные населенные пункты с небольшим количеством проживающих, что априори нерентабельно, ведь тарифы изменению не подлежат. Государство может решить проблему с помощью перекрестного субсидирования, но это приведет к снижению доходов крупных промышленных компаний страны, что также негативно отразится на энергетической сфере.
Из-за высокой стоимости оборудования, сложных технологических процессов, длительных подготовительных работ, прохождения многих инстанций и большого количества согласований для полноценного развития бизнеса требуются основательные инвестиции. Компания не сможет войти в эту сферу без существенных капиталовложений. Для снижения затрат инвесторов государство вводит программы правительственно-частного партнерства и субсидирует некоторые фирмы.
Энергетическая сфера - основа государственной безопасности, поэтому существует практика отсеивания инвестиций из недружественных России стран. Причем такое поведение характерно не только для РФ. Англия, например, не включила Газпром в тендер по работе с национальными газораспределительными сетями. Первоочередной задачей любого государства является сохранение национального стратегического контроля над энергетикой и оборонной сферой в ущерб инновационным разработкам и крупным инвестиционным программам.
Существующая в РФ политика ценообразования, при которой любая официально разрешенная экономия на издержках приведет к снижению тарифов и не принесет дополнительного дохода предпринимателям, ощутимо тормозит инвестирование в энергетику.
Слаборазвитая культура трудовых отношений и обширный теневой рынок наемного труда позволяет национальным компаниям снижать издержки за счет ухода от уплаты налогов, что нехарактерно для большинства крупных европейских предприятий.
Санкции и снижение рублевого курса привели к оттоку иностранного капитала из различных экономических сфер, энергетическая ниша не стала исключением. Крупные игроки пока не вернулись на российский рынок, поскольку доходность капиталовложений в энергетику стала еще меньше, а новые участники пока не могут вкладывать много денег в развитие ТЭК.
По данным МЭА для эффективного развития ТЭК РФ потребуются инвестиции в размере более $2 трлн. Чтобы привлечь эти средства необходимо скоординировать интересы инвесторов с выполнением социальных обязательств и ростом ВВП. Что для этого можно сделать?
Конечно, остается открытым вопрос выбранной валюты, поскольку закрепление тарифов в долларовом эквиваленте при резком скачке курса приведет к неплатежеспособности населения. В этом случае можно использовать методику обратного субсидирования и возложить часть расходов на промышленные предприятия, что тоже не является универсальным выходом из кризиса, но сохранит уровень иностранных инвестиций.
По данным МЭА мировая энергетическая область нуждается в инвестициях на сумму не менее $40 трлн. Причем 20 трлн. уйдет на поддержание нынешнего энергетического гомеостаза, а остальная часть - на разработку альтернативных (нетрадиционных) источников энергии и развитие отстающих стран. Но инвестиции в энергетику не только не растут, они падают. По общим показателям снижение составило около 6% от вложений всех стран.
Тенденция к снижению инвестирования в энергетику затронула практически все секторы ТЭК. С одной стороны такое уменьшение капиталовложений сигнализирует о кризисе отрасли в целом, но с другой стороны сократились удельные капитальные затраты, а вместе с ними увеличилась эффективность каждой отдельной инвестиции.
Также правительства всех государств заинтересованы в разработке нетрадиционных источников добычи энергии и повышении общей энергоэффективности, потому эти направления получили больший процент привлеченных инвестиций по сравнению с предыдущими годами. Помимо мировой ситуации можно рассмотреть частные ситуации развития энерго-отрасли в Китае и США.
Сегодня Китай занимает первое место по потреблению, переработке и производству электроэнергии. В связи с этим Китайская народная республика (КНР) активно разрабатывает проекты "зеленой" энергетики. Более 40% всех мировых установочных комплексов возобновляемых источников энергии были построены именно в Китае (только в прошлом 2016 году он инвестировал в их развитие более 90 млрд. долларов!). Страна собирается снизить долю вырабатываемой энергии из ископаемых примерно на четверть. Эффективная модернизация энергетики в КНР стала возможной благодаря многоступенчатому механизму ценообразования, зарубежным инвестициям и государственному субсидированию экологически чистых производств.
Для увеличения инвестирования в энергетику альтернативных источников Китай поднял стоимость кВт для ветроэнергетических установок по сравнению с обычными угольными производствами, а также ввел штрафы для организаций с недопустимыми выбросами углерода в атмосферу и стимулирующие выплаты для тех компаний, которые наоборот работают над снижением опасных выбросов углекислого газа.
На сегодняшний день ветряная энергетика Китая считается основным видом альтернативы привычным источникам электроэнергии во всем мире. Практически все компании, занимающиеся вопросами ветроэнергетики, имеют свои представительства в КНР. Именно в Китае активно разрабатываются технические стандарты ветряной энергетики. Специалисты считают, что повсеместное внедрение китайского оборудование поможет сделать популярным этот метод добычи энергии среди простых граждан, поскольку приведет к снижению стоимости кВт (например, в России 1 кВт будет стоить всего $0,048 или 2 р.60 коп. при отсутствии вредных выбросов).
Обрушение сланцевых активов привело к уменьшению инвестиций в энергетику США примерно на 8%. Сегодня Америка также сокращает количество электроэнергии из ископаемых, и разрабатывает проекты производств возобновляемых источников выработки энергии. Однако она уступает Китаю и в качестве инновационных технологий, и в уровне инвестирования. Экономика США строится на рынке внутреннего потребления, что увеличивает сроки окупаемости того или иного производства.
По этой же причине возобновляемая энергетика в США сразу проигрывает стандартной, поскольку стоимость природного газа перебивает цены на любой вид электроэнергии. Китайские производители потеснили многие американские компании (например, Solyndra не справилась с конкуренцией и обанкротилась, взяв перед этим правительственный кредит в $500 млн.). Это сократило приток новых инвестиций, а опытные предприятия, находящиеся давно на рынке, предпочитают вкладываться в разработку новых нефтяных и газовых месторождений. Государство стимулирует развитие нетрадиционных источников получения энергии различными субсидиями, например, со стороны министерства обороны, но пока не может в полной мере предоставить льготные условия для подобных производств.
Альтернативная энергия бывает нескольких видов:
Развитию производств альтернативных, заменяющих стандартные, источников энергоресурсов способствовали два ключевых фактора:
Современные энергетические технологии основаны на переработке истощимых полезных ископаемых, в частности, различных углеводородов. При их сжигании вырабатывается масса вредных веществ, но это производство будет продолжаться до тех пор, пока отрасль финансируют крупные игроки рынка, а они будут вкладывать в нее инвестиции, поскольку сфера развита, организована и обладает значительной политической поддержкой.
Развитие альтернативных энерго-источников децентрализовано, недостаточно хорошо финансируется (Китай не в счет) и активно не продвигается. Нефтеперерабатывающие и газовые компании лишатся государственных субсидий и инвестиций, если альтернативная (или нетрадиционная) энергетика найдет свое применение в ключевых областях экономики.
Пока этого не случилось, но производства альтернативной энергии запускаются во всех странах, а некоторые государства предоставляют разработчикам нетрадиционной энергии льготные условия. Например, Южная Корея компенсирует половину стоимости "зеленой" электростанции и предоставляет налоговые и таможенные льготы на такой вид деятельности. В Германии существуют специальные кредитные программы с пониженной ставкой для компаний, которые разрабатывают технологии производства электроэнергии нетрадиционными способами.
В неразвитых странах Азии и Африки по причине малого количества полезных ископаемых и бедности регионов активно используется генерация электроэнергии за счет переработки отходов и прочего сырья растительного происхождения.
Япония собирается внести в неразвитые страны Ближнего Востока в качестве инвестиций около $300 млн., чтобы проводить на их территории разработки новых видов солнечных коллекторов. Чтобы застолбить за собой ближневосточный и азиатский рынок, японское правительство планирует поставлять часть оборудования на безвозмездной основе!
В России, к сожалению, пока что разработке альтернативных источников энергетических ресурсов уделяется мало внимания. Приток инвестиций в энергетику для нетрадиционных разработок в условиях кризиса возможен только из-за границы, поскольку национальные предприятия в условиях санкций предпочитают вкладывать деньги в уже зарекомендовавшее себя производство энергии на основании переработки иссякающих ископаемых.
Мировая и российская энергетика требуют весомого прилива инвестиций. Это вызвано большим количеством научных разработок по альтернативным способам получения электроэнергии. Выиграют все страны, поскольку развитие энергетики и ее нетрадиционной части поможет сократить расходы на очищение воздуха, добычу полезных ископаемых, а также решит проблему переработки отходов.
Тематический видео репортаж:
"Экономический анализ: теория и практика", 2009, N 25
В статье автор рассматривает предпосылки и предварительные результаты реформирования электроэнергетики в России, дает им оценку, описывает существующий механизм разработки и согласования инвестиционных программ в электроэнергетике с точки зрения инвестиционной привлекательности отрасли.
Основным механизмом реформирования электроэнергетики РФ, нуждающейся в привлечении значительных инвестиций, стало создание новой модели взаимоотношений между субъектами отрасли, основывающейся на мировом опыте функционирования конкурентных рынков электроэнергии и учитывающей специфику российской электроэнергетики.
В ходе реформы РАО "ЕЭС России" было разделено на конкурентные и монопольные сектора. При этом были созданы шесть оптовых генерирующих компаний (ОГК) и единая Федеральная гидрогенерирующая компания, а также 14 территориальных генерирующих компаний (ТГК), крупнейшая из которых - ТГК-3 ("Мосэнерго") - фактически контролируется "Газпромом". План реструктуризации РАО был задуман еще в 1998 г., а формально реформа началась в 2003 г. в связи с принятием Федерального закона "Об электроэнергетике".
В результате реформирования конкурентный сектор (производство и сбыт) российской электроэнергетики с 2003 г. начал переход к рынку.
В соответствии с проведенной реформой все юридические лица должны оплачивать часть электрической энергии по свободным рыночным ценам. Население и приравненные к нему категории потребителей (например, ТСЖ) будут получать электроэнергию до 2011 г. и в течение еще какого-то времени после этого полностью по тем тарифам, которые для них установило государство, а именно региональная служба по тарифам. К 2011 г. планируется создать полностью свободный рынок электроэнергии.
Регулируемыми остаются только сетевые услуги, сбытовая надбавка гарантирующего поставщика, услуги инфраструктуры рынка (системного оператора и администратора торговой системы). Сетевой тариф для каждого потребителя есть и будет регулируемым. Федеральный (либо региональный - для региональных компаний) регулятор будет назначать тариф, и каждый потребитель должен будет оплачивать стоимость электрической энергии, которая равна цене оптового рынка, т.е. цене производителей плюс сетевой тариф и услуги инфраструктуры рынка. Еще плюс розничная надбавка гарантирующего поставщика или другой сбытовой компании. Но уже сейчас потребители имеют право выбирать сбытовую компанию, если их несколько в регионе. А если будет конкуренция, то сбытовая надбавка (она и сейчас незначительна) не должна увеличиваться.
По мнению многих экспертов, экономически более эффективно производить электроэнергию в рамках одной большой компании, а по технологическим причинам - невозможно создать конкуренцию на рынке электроэнергии, так как производство и потребление электроэнергии совмещены во времени, а загрузку генераторов определяет системный оператор <1>.
<1> Куликов С., Сергеев М. Энергетическая недостаточность. // Российская газета, N 112(4352) от 04.06.2008.
По мнению А. Нечаева, министра экономики России в 1992 - 1993 гг., "либерализация рынка электроэнергии была важным элементом реформы отрасли и главным мотивом прихода в нее частных инвестиций". Без либерализации, считает ученый, невозможно было бы начать реализацию многих инвестиционных программ в электроэнергетике <2>.
<2>
Со стороны государства выполнением задачи управления реформой электроэнергетики в России занималось Правительство РФ. Ключевые вопросы реформирования отрасли - проекты нормативных актов в области электроэнергетики, проекты реформирования АО-энерго, все спорные вопросы, касающиеся реформирования - в обязательном порядке рассматривались на заседаниях комиссии по реформированию электроэнергетики при Правительстве РФ, решения которой составили основу нормативных документов и директив.
Через представителей государства в РАО "ЕЭС России" и инфраструктурных организациях осуществлялся также контроль за исполнением решений Правительства в области реформирования электроэнергетики. В совете директоров РАО "ЕЭС России" число представителей государства составляло две трети от общего количества его членов. Председателями советов директоров РАО "ЕЭС России", ОАО "ФСК ЕЭС" и ОАО "СО-ЦДУ ЕЭС" также являлись представители государства. В наблюдательном совете НП "АТС", наряду с 4 представителями поставщиков и 4 представителями покупателей, участвовали также 4 представителя Правительства РФ и по 2 представителя Государственной Думы и Совета Федерации РФ.
Подводя итоги сделанного в декабре 2008 г., Я. Уринсон как один из реформаторов отрасли дал следующую оценку: суть реформы российской электроэнергетики, по его мнению, "в том, что мы демонополизировали производство и сбыт электроэнергии. И сохранили монополию там, где она необходима - в национальных и распределительных сетях. Далее: на 100% государственным остается диспетчерское управление. Сейчас создана компания, которая называется "Системный оператор", и ее руководителю подчиняется все: центральное диспетчерское управление в Москве, региональные диспетчерские управления и даже местные управления ("щиты", как их называют энергетики). Так что вертикаль, которая здесь, в отличие от политики, необходима, не только сохранена, но и упрочена. Что касается аварий, то надо понимать, что в электроэнергетике надежность - особая категория. А она впрямую зависит от инвестиций. Теперь цифры: благодаря реформе отрасли в нее удалось привлечь 21,6 млрд евро. По нашим оценкам, до 2012 г. в отрасль придет 119 млрд евро, из них доля государственных инвестиций - всего лишь 5,2 млрд евро" <3>.
<3>
Имеются и другие оценки результатов реформирования электроэнергетики - тех, кто не был связан с этим процессом и имеет тоже субъективную, но более независимую оценку. По мнению специалистов журнала "Большой бизнес", реформа не сделала более привлекательной электроэнергетику. По их мнению, "только что обретенная собственность в электроэнергетике все больше тяготит инвесторов. Конечно, с поправкой на прелести финансового кризиса. Безусловно, со скидками на не сформированные еще механизмы рынка, такие как рынок мощности. Но все же в разгар распродаж генерирующих активов (и ажиотажного спроса на них, порой не смущавшегося даже сумм, которые в несколько раз превышали рыночные) такие "шероховатости" инвесторов не беспокоили. Сейчас же беспокойство перерастает в панику. Эксперты уверены, что это нельзя считать лишь следствием мирового форс-мажора: корень проблем - в недостатках самой схемы реформирования электроэнергетики" <4>.
Еще более критически оценивает результаты реформирования электроэнергетики за 5 лет генеральный директор Института проблем естественных монополий Ю. Саакян, который напоминает, что главный замысел реформы электроэнергетики - проведение реновации мощностей - но не за счет тарифа, а за счет частных инвесторов. И на протяжении длительного периода в СМИ постоянно звучала информация об успехах продажи госпакетов и дополнительных эмиссий акций. "Но если это так, - удивляется ученый, - то почему со следующего года, т.е. сразу же после завершения реформы, принято решение о резком пересмотре тарифной политики и росте тарифов на 23 - 25% в год?" По его мнению, в целом реформу российской электроэнергетики следует считать неудачной по следующим причинам. Во-первых, экономическая ситуация в России к началу реструктуризации сильно изменилась, и целесообразности разделения РАО на множество компаний уже не существовало. Во-вторых, не был тщательно проанализирован отрицательный опыт реформ энергетики в других странах, который свидетельствует о существовании высоких рисков выбранного сценария реформы. По словам Саакяна, "в ходе реформы произошло фактическое изменение целей при сохранении ранее выбранных механизмов реализации. На сегодня основной целью реформы объявлена ликвидация системных ограничений: дефицита мощности и пропускной способности магистральных линий электропередачи. При этом подразумевается привлечение сторонних инвестиций в капитальное строительство. Однако ни одна страна в мире не проводила реформирование электроэнергетики при дефиците мощности. Наоборот, большинство стран начинали реформировать электроэнергетику в условиях излишних резервов мощности. Причем опыт зарубежных стран показал, что как раз нехватка инвестиций является самым серьезным риском либерализации энергетической отрасли", - предупреждает глава ИПЕМа. По его словам, изучение мирового опыта не дает основания полагать, что реформа ведет к повышению эффективности работы отрасли. Например , в Испании именно либерализация стала причиной дефицита мощности и веерных отключений.
В большинстве стран не стали доводить реформу отрасли до полной либерализации, остановившись на развитии сектора независимой генерации. "А в России уже сегодня можно утверждать, что реформа стала причиной негативных тенденций в отрасли не только косвенно, но и напрямую. Так, по оценкам тарифного регулятора, только в результате дробления РАО на отдельные компании тариф на электроэнергию с начала реформы вырос на 50%, так как произошел резкий рост административно-управленческого аппарата, по имеющимся оценкам, до 10 раз, и, как следствие, значительный рост организационных издержек", - отмечает Саакян <5>.
<5>
Проведенный анализ показывает, что в российской экономической науке пока не сложилась однозначная оценка результатов реформирования электроэнергетики. Однако с точки зрения теории еще на этапе постановки ее целей должны были бы быть обозначены четкие количественные критерии эффективности ее проведения, на основе мониторинга и анализа которых можно было бы в случае необходимости осуществлять корректировку поставленных целей. И очевидно в 2008 г., накопив существенный опыт проведения экономических реформ в России, крайне недостаточно проводить оценку системных изменений экономических отношений только по двум параметрам - привлечению частных инвесторов и развитию конкуренции. Конечными целями реформирования любой отрасли экономики должны выступать показатели прироста объемов выпускаемой продукции, степени насыщения рынка, а в конечном счете - повышения жизненного уровня населения и достижения экономической безопасности страны.
Задачи развития электроэнергетики являются основополагающими для жизнеобеспечения и функционирования экономики практически всех стран мира, независимо от степени развития их рынков. В большинстве европейских стран (Франция, Германия и др.) действуют государственные программы развития электроэнергетики. В развивающихся странах (Китай, Индия и др.) приняты и успешно реализуются под контролем государства долгосрочные программы развития энергетической отрасли. В США развитие электроэнергетики определяет президент страны.
В России государственное влияние на работу электроэнергетики было особенно интенсивным в период приватизации и последующего реформирования отрасли. С 1992 по 2001 г. было принято 127 государственных актов, касающихся организации работы электроэнергетики. Среди них 16 указов Президента РФ, одно решение Государственного совета РФ, по 8 федеральных законов и по 9 постановлений Государственной Думы и Совета Федерации РФ, а также 76 постановлений Правительства РФ.
Пятнадцатилетний опыт рыночных преобразований в электроэнергетике России (1992 - 2007 гг.) по степени влияния государства на развитие отрасли разделяется экспертами на три основных периода:
На основе проведенного анализа они делают вывод о недостаточной роли государственных структур России в обеспечении задач развития такой базовой отрасли экономики, как электроэнергетика <6>.
<6> Задачи развития электроэнергетики до 2010 г. и возможности их реализации // Энергия - экономика, техника, экология, N 4, 2008. Электронный ресурс: http://aafhet.integrum.ru/artefact3/ia/ ia5.aspx?lv=6&si=ktCKlU2R&qu=231&st=0&bi=5645&xi=&nd=l&tnd=0&srt=0&f=0.
Инвестиционная деятельность в электроэнергетике регулируется Федеральными законами "Об электроэнергетике", "О естественных монополиях", "Об инвестиционной деятельности в Российской Федерации, осуществляемой в форме капитальных вложений" и "О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации".
Роль государства в привлечении инвестиций в электроэнергетику также имеет большое значение, поскольку, например, одним из главных препятствий на пути привлечения внешних инвестиций в условиях регулирования тарифов на электроэнергию, уровень которых на сегодняшний день не позволяет обеспечить необходимую норму доходности на вложенные средства, является отсутствие механизмов государственного или отраслевого гарантирования возврата средств инвесторов.
Понятие инвестиционной программы и требования к ее разработке изложены в Правилах согласования инвестиционных программ субъектов естественных монополий в электроэнергетике. Согласно данному документу под инвестиционной программой понимается совокупность всех намечаемых к реализации или реализуемых инвестиционных проектов. При этом инвестиционные проекты, входящие в состав инвестиционных программ, составляются на срок реализации проектов до ввода объекта в эксплуатацию.
В соответствии с Правилами согласования инвестиционных программ субъектов естественных монополий в электроэнергетике представляемая на согласование инвестиционная программа и обосновывающие ее материалы должны включать:
Субъекты естественных монополий представляют свои инвестиционные программы и обосновывающие материалы в Министерство энергетики Российской Федерации до 15 мая года, предшествующего планируемому периоду. Министерство энергетики Российской Федерации направляет в течение 5 рабочих дней представленные инвестиционные программы субъектов естественных монополий в Министерство экономического развития Российской Федерации и Федеральную энергетическую комиссию Российской Федерации, а инвестиционную программу организации по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью - также в Министерство Российской Федерации по атомной энергии.
Министерство энергетики Российской Федерации, Министерство экономического развития Российской Федерации и Федеральная энергетическая комиссия Российской Федерации рассматривают в срок не более 30 календарных дней и согласовывают инвестиционные программы субъектов естественных монополий.
Предложения Министерства Российской Федерации по атомной энергии по инвестиционной программе организации по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью учитываются в процессе рассмотрения и согласования этой инвестиционной программы в Министерстве энергетики Российской Федерации в части:
Форма представляемых инвестиционных программ, а также формы документов, представляемых для согласования инвестиционных программ, устанавливаются Министерством энергетики Российской Федерации по согласованию с Министерством экономического развития Российской Федерации и Федеральной энергетической комиссией Российской Федерации.
Представленные в Министерство энергетики Российской Федерации, Министерство экономического развития Российской Федерации и Федеральную энергетическую комиссию Российской Федерации инвестиционные программы и приложенные к ним документы подлежат обязательной регистрации в установленном порядке в день их поступления с присвоением им регистрационного номера. При согласовании инвестиционных программ ссылка на регистрационный номер обязательна.
По результатам рассмотрения инвестиционной программы Министерство энергетики Российской Федерации, Министерство экономического развития Российской Федерации и Федеральная энергетическая комиссия Российской Федерации принимают решение о согласовании либо об отказе в согласовании инвестиционной программы, включая перечень важнейших объектов электроэнергетики, финансирование которых в очередном году предусматривается с использованием средств, учитываемых при формировании регулируемых государством тарифов. Принятое решение оформляется Министерством энергетики Российской Федерации протоколом.
Федеральная энергетическая комиссия Российской Федерации при формировании тарифов на электрическую энергию на очередной год, а также Министерство энергетики Российской Федерации и Министерство экономического развития Российской Федерации при формировании предложений для внесения в проект федеральной адресной инвестиционной программы, входящий в состав проекта федерального бюджета на очередной год, руководствуются согласованными инвестиционными программами.
Министерство энергетики Российской Федерации представляет до 15 августа года, предшествующего планируемому периоду, в Правительство Российской Федерации согласованные этим Министерством с Министерством экономического развития Российской Федерации и Федеральной энергетической комиссией Российской Федерации инвестиционные программы, включая перечни важнейших объектов электроэнергетики, указанных в п. 13 Правил согласования инвестиционных программ субъектов естественных монополий в электроэнергетике.
При реализации инвестиционных программ субъекты естественных монополий вправе вносить изменения в инвестиционные программы в рамках согласованных объемов и перечней объектов только после предварительного согласования с Министерством энергетики Российской Федерации, Министерством экономического развития Российской Федерации и Федеральной энергетической комиссией Российской Федерации.
Федеральная энергетическая комиссия Российской Федерации осуществляет контроль за целевым использованием инвестиционных ресурсов инвестиционных программ, учитываемых при формировании регулируемых государством тарифов.
Субъекты естественных монополий ежегодно, до 1 апреля, представляют в Федеральную энергетическую комиссию Российской Федерации, Министерство энергетики Российской Федерации и Министерство экономического развития Российской Федерации отчеты о выполнении инвестиционных программ за предыдущий год по форме, утверждаемой Федеральной энергетической комиссией Российской Федерации по согласованию с Министерством энергетики Российской Федерации и Министерством экономического развития Российской Федерации.
П.В.Лобов
Руководитель отдела
Департамент управления собственностью
ОАО "Холдинг МРСК"
Реформирование российской электроэнергетики вызывает заметный интерес многочисленных представителей бизнеса, стремящихся принять участие в развитии этого крупного рынка. Представители высшего руководства РАО «ЕЭС России», высокопоставленные чиновники, топ-менеджеры ведущих компаний примут активное участие в работе конференции и смогут обсудить вопросы реформирования отрасли, рассмотрят как и на каких условиях возможно вхождение в капитал электроэнергетических компаний, какие выгоды и риски ожидают российских и иностранных инвесторов.
Мнение об энергетике
Сегодня средний возраст российских электростанций 32,5 года, и при действующих правилах работы рынка он будет только расти
Весь 2016 год российская электроэнергетика находилась в зоне повышенного внимания, в том числе из-за беспрецедентного (до 300%) роста капитализации ряда компаний. Но так ли все хорошо? Именно в прошлом году проблемы в секторе продолжали усугубляться. На части системных вызовов стоит остановиться подробнее.
Мощность в нагрузку
В 2016 году потребление электроэнергии в России выросло на 1,7%, таких результатов отрасль не показывала с 2012 года. Однако причина роста, к сожалению, не в резком увеличении энергопотребления промышленностью, а в экстремальных температурах летом и зимой и дополнительном дне високосного года. В условиях отсутствия четкого тренда на рост потребления одной из главных в отрасли остается проблема избыточных мощностей.
К осени 2016 года в энергосистеме было 14,6 ГВт вынужденной генерации (мощности, не востребованные в данный момент рынком, но не подлежащие выводу из эксплуатации по техническим причинам), после присоединения Крымской энергосистемы к ценовой зоне оптового рынка электроэнергии к данному объему добавилось еще 428 МВт. Переизбыток создает значительную дополнительную нагрузку на потребителей, по нашим оценкам, на уровне около 40 млрд руб. Напомним, что более 20% мощностей оплачивается потребителями не по рыночной цене, а в восемь-десять раз дороже.
При этом как раз в 2016 году, впервые с начала действия программы договоров поставки мощности (ДПМ — договор, по которому энергокомпания обязуется построить новые мощности в обмен на долгосрочный тариф, обеспечивающий доходность инвестиций), объем вывода оборудования из эксплуатации приблизился к объему новых вводов. Появился четкий тренд на выбытие неэффективных старых мощностей. По результатам отбора мощности на 2020 год, проведенного осенью 2016 года, видно, что около 4000 МВт не подавали заявки и еще около 800 МВт не были отобраны. Эти мощности также становятся кандидатами на выбытие.
Постепенное выбытие неэффективных электростанций решает проблемы избытка мощности и выгодно потребителям, так как снижает объем переплаты.
Важно понимать, что проблема переизбытка мощностей не в том, что мощности превышают спрос (в условиях рынка это только стимулирует снижение цен для конечных потребителей), а в том, что избыток формируется в основном за счет устаревших и неэффективных мощностей, которые, однако, оплачиваются потребителями. Сегодня средний возраст российских электростанций составляет 32,5 года, и он будет только расти, ведь инвестиции в сектор снижаются четвертый год подряд: с 867 млрд руб. в 2013-м до 697 млрд руб. в 2016 году.
Успокоить инвесторов
Допускать снижение объема инвестиций, а значит, замедление «омолаживания» активов нельзя. Проблема привлечения инвестиций — приоритет для энергосистемы. Пока нет серьезного роста потребления, остается время на маневр и принятие взвешенных решений. Крайне важно определиться с механизмом, который бы позволил привлечь инвестора и гарантировать возврат вложенного капитала.
Уже существующие механизмы имеют ряд недостатков: конкурентный отбор мощности (КОМ) не способен стимулировать новые инвестиции, платеж по нему компенсирует только условно постоянные затраты, а механизм ДПМ не является конкурентным, то есть объекты, построенные по договорам, не конкурируют между собой, как и вынужденная генерация, получающая высокие платежи без всякой конкуренции.
Системе явно не хватает прозрачности. Потребители хотят четко понимать, за что конкретно они платят. Сколько за надежность энергоснабжения и сколько за электроэнергию. Дискуссии на тему обоснованности размера того или иного обязательного для потребителя платежа прекратятся, как только будет внедрен конкурентный механизм. Есть потребность в обеспечении системной надежности в конкретном узле энергосистемы, и есть станция, претендующая на повышенный платеж и статус вынужденной, надо организовать конкурсный отбор, и, возможно, какой-нибудь инвестор заинтересуется строительством в этом же узле новой мощности с более скромными требованиями по платежу за мощность. Сейчас очень трудно понять реальную себестоимость электроэнергии для конечного потребителя в том или ином узле энергосистемы, а это мешает организации свободного рынка.
Такой же конкурсный подход стоит применять и к проектам модернизации и строительства новых мощностей. Потребитель хочет выбирать наиболее «дешевый» вариант и оплачивать мощность, осознавая, что было принято оптимальное системное решение.
Конечно, потребуется переходный период, в рамках которого сохранятся указанные выше проблемы, но рыночному сообществу нужен сигнал, пусть и на долгосрочную перспективу, о том, что система будет меняться. Важно увеличивать долю конкурентного ценообразования в секторе, это позволит и повысить прозрачность цены для конечного потребителя, и сформировать правильные сигналы для инвестиций в сектор. Однако в российской электроэнергетике все происходит с точностью наоборот. По решению правительства продолжается увеличение объема перекрестного субсидирования. С этого года к нему добавляются средства , собираемые «РусГидро» с потребителей для последующего распределения на территории Дальнего Востока в целях снижения тарифов. Это добавит к «перекрестке» еще около 10-12 млрд руб. ежегодно.
Преобразования в отрасли продолжаются, но дальнейшее развитие и переход к целевой модели невозможны без оперативного решения накопившихся в секторе проблем. Важнейшие задачи для правительства и регуляторов сектора на 2017 год — это решение проблемы модернизации оборудования, совершенствование и внедрение новых рыночных механизмов, преобразование рынка тепла и снижение объема перекрестного субсидирования. Работы в секторе хватит на всех, но есть опасения, что правительство не захочет делать резкие шаги в предвыборный год и время будет упущено.
МОСКВА (Рейтер) - Российские энергокомпании могут начать активно выходить на долговой рынок после запуска программы модернизации тепловых электростанций, потребующей новых инвестиций.
Российские власти более года обсуждают новый механизм инвестиций в электроэнергетике - программу модернизации электростанций. Он может заработать к концу текущего года и придет на смену текущему договору поставки мощности (ДПМ), гарантирующему повышенную оплату рынком вложений в строительство в течение 10 лет.
Заместитель генерального директора энергохолдинга Т Плюс Кирилл Лыков ждет массовых размещений со стороны энергетиков после утверждения правительством программы модернизации (ДПМ-2).
"Что касается энергетики, спрос на деньги будет зависеть от утверждения правительством программы ДПМ-2... Энергетикам еще повезло - все инвестиционные фазы успели закончиться до известных событий этого года (санкций США), по всем генераторам и объектам рынка все успели все построить, достаточно дешево кредитоваться, привлечь, выпустить бонды", - сказал Лыков на финансовом форуме "Ведомостей".
"Сейчас инвестиции растут только в... возобновляемые источники энергии... Если будет принята программа ДПМ-2 - это огромный объем капвложений по всем генераторам, это создаст очень мощный спрос на ресурсы, и мы увидим и размещения, и привлечения среди энергетиков, не только на рефинансирование", - сказал он.
Власти уже решили провести первые конкурсы на модернизацию на три года вперед с поставкой в 2022-2024 годах, в эти сроки планируется обновить 11 гигаватт мощности.
Всего предлагается через конкурсы до 2035 года распределить до 1,5 триллиона рублей, освобождающихся с окончанием первых ДПМ, и на них модернизировать около 41 гигаватта, включая Дальний Восток. После дискуссий власти согласились определить доходность вложений в 14 процентов на первые проекты.
Энергетики могут вернуться на рынок заимствований к 2020 году, когда активизируются инвестиции и снизятся платежи по старым договорам поставки мощности, считает аналитик АКРА Наталья Порохова.
"Сейчас - на фоне завершения инвестиций ДПМ и пика выплат по ним - у энергетиков улучшились финансовые показатели, и сектор в целом перешел к генерации положительного денежного потока. Я ожидаю, что к 2020 году компании вернутся на долговой рынок. Объем заимствований может быть до 100 миллиардов рублей в год", - сказала она.
По словам Пороховой, энергетики - традиционно рублевые заемщики.
Она добавила, что Русгидро (MCX:HYDR ) на прошлой неделе провела "интересный опыт", когда разместила евробонды в юанях среди азиатских инвесторов. Но размещение предполагает своп, чтобы для Русгидро это был рублевый долг, добавила она.
По оценке АКРА, с 2018 по 2020 годы свободный денежный поток компаний сектора тепловой генерации достигнет уровня 150 миллиардов рублей, что, вероятно, станет самым высоким в отрасли показателем на фоне завершения инвестиционных программ и прохождения пика платежей по ДПМ.
АКРА ожидает, что тепловая генерация нарастит инвестиции в 2-2,5 раза в начале 2020-х годов, для чего сектору потребуется привлечение внешнего финансирования, а в 2024 году долговая нагрузка по отношению к операционному денежному потоку (CFO) может вернуться к уровню 2014–2015 годов - 3x по сравнению с 1х в 2017 году.
Наибольшая потребность в модернизации у энергохолдинга ИнтеРАО с инвестициями 264 миллиарда рублей в 2019-2026 годах, он же может стать основным бенефициаром программы, прогнозируют аналитики ВТБ (MCX:VTBR ) Капитала. Т Плюс может потребоваться около 195 миллиардов рублей инвестиций, вложения входящих в Газпром (MCX:GAZP ) Мосэнерго (MCX:MSNG ) и ОГК-2 (MCX:OGKB ) могут составить 196 миллиардов рублей и 141 миллиарда рублей соответственно, а подконтрольной итальянскому концерну Enel (MI:ENEI ) Russia - 112 миллиардов рублей.
По оценке ВТБ Капитала, на протяжении нового десятилетнего инвестиционного цикла практически все компании (из анализируемых инвестбанком) смогут профинансировать свои потребности за счет собственных средств и долга, за исключением Enel Russia, которой понадобится либо заявить меньше на модернизацию, либо привлекать акционерный капитал.
"Тем не менее мы ожидаем, что большинство ограничат свои дивидендные выплаты в ближайшие годы. Только ИнтерРАО (MCX:IRAO ) и Unipro способны поддерживать или даже наращивать дивиденды", - писали аналитики ВТБ Капитала в своем специальном обзоре по модернизации.
Из компаний, которые анализирует банк, наибольшая потребность в привлечении долга для модернизации будет у Мосэнерго, ТГК-1 (MCX:TGKA ) и Enel Russia, сказал аналитик ВТБ Капитала Владимир Скляр.
(Елена Фабричная, Анастасия Лырчикова. Редактор Антон Колодяжный)
