Доклассический период

Доклассический период

России не хватает опыта в привлечении длинных денег под масштабные инфраструктурные стройки. В результате масса энергопроектов в стране стоит «под парами»: они ждут инвесторов. Какие варианты финансирования электроэнергетики у нас приемлемы?

Один из наиболее привлекательных способов инвестирования в сооружение новых энергоисточников — классическое проектное финансирование, получившее широкое распространение в США, Европе, Юго-Восточной Азии и на Ближнем Востоке. Там по этой схеме построена масса электростанций, нефте- и газоперерабатывающих заводов, нефтепроводов, прочих объектов инфраструктуры. Почему она не работает в России?

Классическая схема предполагает привлечение долгосрочного долгового финансирования под будущий денежный поток, создаваемый исключительно самим проектом. Основное внимание уделяется снижению и распределению рисков между участниками, в частности поставщиками топлива для электростанции, потребителями тепловой и электрической энергии, генеральным подрядчиком, эксплуатирующей организацией, страховыми компаниями. Успех схемы в том, что каждый риск закрывает наиболее компетентная сторона. Так, генподрядчик полностью несет все риски по завершению строительства в срок и в рамках сметы; эксплуатирующая компания — по поддержанию на должном уровне технических характеристик. Непреложное требование: инициатор инвестиционного проекта должен вложить собственные средства в размере не менее 30% от стоимости проекта.

Привлекательность проектного финансирования в том, что от заемщика не требуется предоставлять кредиторам обеспечение исполнения обязательств — за исключением залога активов и доходов, создаваемых самим проектом. Таким образом, классическая схема ничем не обременяет действующий бизнес, он не рискует другими своими активами.

У нас свои схемы

Дмитрий Параваев
Дмитрий Параваев

Основной недостаток схемы применительно к российской электроэнергетике — отсутствие необходимого правового поля и неготовность хозяйствующих субъектов к заключению долгосрочных (банкабельных) договоров поставки сырья и купли/продажи электроэнергии, подчеркивает директор по инвестициям группы компаний «Интертехэлектро — Новая генерация» Дмитрий Параваев. Группа поняла это, когда рассматривала вариант проектного финансирования Ноябрьской ПГЭ и Курганской ТЭЦ-2.

— Дмитрий, по каким схемам финансируются проекты компании — строительство парогазовых электростанций в Кургане, Нижневартовске, Тюмени, Ханты-Мансийске? Как «подтянуть» финансы при таком обилии строек?

— Наиболее комфортна в электроэнергетике схема экспортного финансирования как отдельных контрактов на поставку импортного энергетического оборудования, так и инвестиционных проектов при условии заключения договора поставки энергетического объекта под ключ (EPC-контракт) с иностранным контрагентом. По такой схеме объем финансирования может достигать 85% от стоимости договора поставки (без НДС и таможенных платежей), а в некоторых случаях и более. Основное преимущество в этом случае — наличие западного поставщика, заинтересованного в реализации проекта и способного оказать содействие как в его структурировании, так и в переговорах с кредитными организациями. Экспортно-кредитные агентства страны происхождения предмета поставки в значительной мере снижают риски кредитной организации по сделке, предоставляют гарантии и страховки. Таким образом они стимулируют, конечно, своих производителей. В настоящее время «Интертехэлектро — Новая генерация» совместно с одним из крупных европейских банков завершает оформление кредитной сделки под поставку оборудования для Курганской парогазовой электростанции по схеме экспортного финансирования. Я знаю, что и другие российские компании начинают реализовывать энергетические проекты по данной схеме.

— В ходу и схема корпоративного кредитования долгосрочных инвестиционных проектов.

— В отличие от схемы экспортного финансирования ключевыми недостатками ее являются серьезные требования кредиторов к действующему бизнесу и активам заемщика и аффилированных структур, а также менее продолжительные сроки. Причина в том, что основной риск российской электроэнергетической отрасли связан с прогнозом ценообразования и, соответственно, заключением долгосрочных договоров на поставки газа с учетом предстоящего вступления России в ВТО, либерализацией внутренних цен на газ, а также на продажу электроэнергии на оптовом рынке.

Как полагает Дмитрий Параваев, приток долгосрочного долгового финансирования западных банковских структур в российскую электроэнергетическую отрасль может увеличиться при реализации проектов по схеме механизма гарантированных инвестиций (МГИ). Постановление правительства РФ относительно МГИ принято еще в декабре 2005 года, но только в 2007-м удалось принять решения по конкретным площадкам. В настоящее время объявлены конкурсы на площадки в районе подстанции Тарко-Сале (Тюменская энергосистема) мощностью 1 — 1,2 тыс. МВт и в районе Серов­ской ГРЭС в Свердловской области мощностью 660 МВт. В сумме на развитие тепловой генерации планируется привлечь 141 млрд рублей с обеспечением новых вводов в период 2010 — 2013 годов. Специфика МГИ состоит в том, что инвесторы вкладывают свои деньги под гарантию, предоставляемую им системным оператором в виде обязательства по оплате услуги формирования резерва мощности. При этом оплата услуги реализуется только после введения мощностей в эксплуатацию.

Самая рисковая и привлекательная

С зарубежными инвестициями в капитал ситуация иная. Крупные игроки наглядно продемонстрировали готовность вкладывать в отрасль путем приватизации российских генерирующих компаний. Причем они отдают предпочтение сразу пулу проектов (три-четыре и более), что снижает их риски. Пока банки слабо финансировали энергетику. И ожидать другого странно: основные изменения в составе акционеров в выделенных из РАО ЕЭС компаниях только закончились. Вкладывать крупные деньги в структуру, у которой в ближайшее время сменится и начнет пересматривать стратегию бенефициар, никто не рисковал.

Но скоро электроэнергетика по важности будет занимать для финансистов первую-вторую позицию рядом с металлургией,

Алексей Павин
Алексей Павин

считает генеральный директор филиала в Екатеринбурге Банка Сосьете Женераль Восток (BSGV) Алексей Павин.

— Алексей Юрьевич, филиал BSGV занимался проектным финансированием в отрасли?

— В чистом виде нет. Оно пока скорее исключение, чем правило. Во-первых, в силу указанных уже причин. Во-вторых, мешает неопределенность с ценами на газ, растущая внутренняя инфляция в стране. Проектное финансирование возможно, когда известен финальный платеже­способный потребитель электроэнергии. И совсем хорошо, если одновременно он способен еще и снабжать электростанцию топливным ресурсом.

— Вы говорите об энергетических проектах, имеющих поддержку нефтегазового сектора?

— Да, и располагающихся в регионах, где работают нефтегазовые компании.

— Но в перспективе вы намерены заниматься проектным финансированием?

— Конечно. Такие намерения связаны с выходом банка на работу в новые нефтегазодобывающие регионы. У нас наконец-то завершился внутренний процесс географического разделения сфер активности: офису в Екатеринбурге «прирезали» Тюменскую область и севера. Состав игроков понятен.

— Можно ли конкретно говорить о рассматриваемых проектах?

— С большинством таких клиентов мы связаны соглашениями о конфиденциальности. Поэтому объекты, суммы и имена назвать не могу, но могу говорить о подходах к таким проектам в целом. Как это сделать, нам абсолютно понятно. Банковский инструментарий финансирования есть. Надо только проект надлежащим образом «упаковать», то есть показать, как именно сформируются расходная и доходная части. А внутри проекта должно быть два долгосрочных договора: по топливу и на потребление.

— Когда проекты начнете?

— В течение полугода: длительный период ожидания приватизации в энергетике завершается, крупные компании обретают основных акционеров, становится понятно, с кем вести дела.

— В каких случаях банк берется за финансирование?

— Нас интересует, как выглядит инвестпроект в контексте всей компании, каков ее запас прочности. Если нам демонстрируют убедительную текущую финансовую отчетность, обеспеченность с точки зрения ставок и той доли финансирования, которую берет на себя компания, проработанность частей, касающихся инфраструктуры, экологии, продаж, то мы такой проект можем вести.

— Каковы риски в энергопроектах?

— Самый серьезный — тарифный. Период кредитования в отрасли до 10 лет. Но никто не может сказать, как будут выглядеть тарифы в стране в этот период. Все наши вычисления, которые выходят за границу двух лет, носят весьма вероятностный характер.

— Будете увеличивать долю энергопроектов в инвестиционном портфеле банка?

— Разумеется. Электроэнергетика превратилась в главный ограничитель промышленности Уральского экономического региона. Очень рисковая отрасль, потому что ее модернизация в самом начале. Но и самая привлекательная, потому что где риск, там и заработки. Другого способа зарабатывать деньги, кроме как принимать на себя осознанные риски, еще не придумано. По важности для нас она встанет на первую-вторую позицию рядом с металлургией. Пока проекты в разработке по суммам занимают четверть портфеля. Завершенных нет: они велики, требуют длительного времени проработки, а начали мы относительно недавно, с зимы. Хотя к проработке технических решений и схем размещения приступили гораздо раньше. Это очень серьезные деньги. 1 кВт установленной мощности стоит сейчас от 1,5 тыс. евро, поэтому сам по себе блок на 300 МВт обойдется в полмиллиарда. Плюс инфраструктура еще по минимуму на 100 млн евро. Итого 600 млн евро только один отдельно взятый блок. Даже если мы берем на себя две трети стоимости проекта, это много.

Есть у нас проекты промышленной энергетики — когда используются вторичные энергоресурсы металлургическими предприятиями, они рассматриваются в контексте промышленного развития, там все проще и дешевле.

— Как привлечь зарубежных инвесторов к финансированию российской энергетики?

— Нужно, чтобы у компании было все понятно с акционерным капиталом, она должна предоставить убедительную финансовую отчетность, быть аудирована. Там, где серьезные деньги, нужно играть по международным правилам. Это дорого, однако не дороже денег. Стоит аудиторское заключение 200 тыс. евро, но оно необходимо. Желателен также технический консультант из числа компаний с мировым именем. И неплохо бы вписаться в загрузку кого-то из мировых поставщиков энергетического оборудования, к сожалению, это сейчас очень нелегко. Все эти вопросы на предварительной стадии на уровне компании требуют подготовки года на полтора. Если вы хотите строить что-либо в 2010 году, это надо делать уже сейчас. Быстрее не получится. Если все это есть — финансирование находим.

Таким образом, в целом точки зрения экспертов сходятся: значительного увеличения финансового потока в электроэнергетику следует ожидать после окончания реформирования российской отрасли и становления рынка. То есть года через три, когда будет меньше рисков и больше гарантий возврата вложенных капиталов

Комментарии

Материалы по теме

Ударная доза

Не докачали

Семь инвестпроектов ТГК-9 получат федеральные субсидии

Не трожь рубильник

Для Уренгойской ГРЭС нашли деньги

 

comments powered by Disqus